informe de pasantias de planificacion a cortoplazo

8/19/2019 Informe de Pasantias de Planificacion a Cortoplazo

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO DE LA S/E CARABALLEDA EN12.47 kV DE LA REGIÓN VARGAS.

POR

GERALDINE ROSALIE ROSO BERMÚDEZ

INFORME FINAL DE PASANTÍAPRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DEINGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Abril 2008


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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO DE LA S/E CARABALLEDA EN12.47 kV DE LA REGIÓN VARGAS.

POR


TUTOR ACADÉMICO: PROF. AMINTA VILLEGAS

TUTOR INDUSTRIAL: ING. EDGAR PACHECO

INFORME FINAL DE PASANTÍAPRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DEINGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Abril 2008


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ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN A CORTO PLAZO DE LA S/E

CARABALLEDA EN 12.47 kV DE LA REGIÓN VARGAS.

POR


RESUMEN

El informe que se presenta a continuación tiene como objetivo presentar los result

del estudio de las condiciones de la subestación Caraballeda, así como los circuito

distribución alimentados por esta, pertenecientes a la C.A. La Electricidad de Caracas, r

Vargas. En este estudio se proponen soluciones a aquellos problemas técnicos que se pu

estar presentando en los circuitos de la subestación Caraballeda.

Un sistema de distribución se compone de una serie de elementos dispuestos en to

área servida, cada uno de estos elementos debe estar convenientemente localizado y dis

para servir de una manera eficiente. Por esta razón la C.A. La Electricidad de Caracas cuen

un departamento de Planificación que se encarga de desarrollar planes a corto, mediano y

plazo para mantener sus circuitos.

Para este estudio inicialmente se actualiza toda la información relacionada con

circuitos (calibres de cables, capacitores instalados, etc.), para esto se recurre a la informac

los planos y en la base de datos de la empresa. A partir de los registros históricos de dema

puede conocer el comportamiento actual de los circuitos, y se realiza una estimación de dem

para el plan a futuro. Con las demandas actuales y futuras se realizan simulaciones d

circuitos, de manera de conocer el estado del sistema y plantear estrategias de solución

problemas que comprometan el funcionamiento adecuado de cada circuito.


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ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………

CAPÍTULO 2. C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS…………………………………2.1 HISTORIA DE LA EMPRESA………………………………………………….2.2 MISIÓN, VISIÓN Y VALORES DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD

CARACAS……………………………………………………………………………...………2.3 ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA…………………………………………..

CAPÍTULO 3. DEFINICIONES ASOCIADAS AL ESTUDIO………….………………….

3.1. Acometida…………………………………………………………………………

3.2. Alimentador………………………………………………………………………

3.3. Archivos *.dat………………………………………………………………………

3.4. ASP…………………………………………………………………………………

3.5. Baja Tensión………………………………………………………………………

3.6. Banco de capacitores………………………………………………………………

3.7. Banco de capacitores fijos…………………………………………………………

3.8. Cable de distribución (CD)…………………………………………………………

3.9. Capacidad de Diseño………………………………………………………………

3.10. Capacidad de Emergencia o de Sobrecarga………………………………………

3.11. Capacidad Firme…………………………………………………………………

3.12. Capacidad Instalada………………………………………………………………

3.13. Capacidad Instalada de la Subestación……………………………………………


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3.14. Capacidad Nominal………………………………………………………………

3.15. Capacidad Nominal de Transformación…………………………………………

3.16. Carga Conectada de un Circuito…………………………………………………3.17. Cargas Concentradas……………………………………………………………

3.18. Circuito Emergente………………………………………………………………

3.19. Conexión Modular de Seccionamiento (CMS)………………………………….

3.20. Confiabilidad……………………………………………………………………

3.21. Contingencia………………………………………………………………………

3.22. Crecimiento Vegetativo……………………………………………………………

3.23. Demanda…………………………………………………………………………

3.24. Demanda Máxima…………………………………………………………………

3.25. Demanda Promedio…………...…………………………………………………

3.26. Densidad de Carga………………………………………………………………

3.27. Factor de Carga……………………………………………………………………

3.28. Factor de Demanda………………………………………………………………

3.29. Factor de Pérdidas………………………………………………………………

3.30. Factor de Utilización………………………………………………………………

3.31. Gran Demanda……………………………………………………………………

3.32. Instalaciones Eléctrica del Usuario………………………………………………

3.33. Interrupción………………………………………………………………………

3.34. Interruptor de Distribución (ID)…………………………………………………

3.35. kVA Instalado……………………………………………………………………

3.36. Línea de Distribución (LD)……………………………………………………...

3.37. Media Tensión……………………………………………………………..………


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3.38. Nivel de Cortocircuito…………………………………………………………..

3.39. Pequeña Demanda……………………………………………………………..…

3.40. Planos de Operación…………………………………………………………..…3.41. Planos Macro………………………………………………………………...……

3.42. Porcentaje de Caída de Tensión…………………………………………………

3.43. Protector de Distribución (PD)……………………………………………………

3.44. Ramal……………………………………….……………………………………

3.45. Seccionamiento……………………………………………………………………

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

3.47. Troncal……………………………….……………………………………………

3.48. Valores Admisibles de Tensión……………………………………………………

CAPÍTULO 4. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN……

4.1 LA PLANIFICACIÓN…………………………………………………………

4.1.1 Planificación a Corto Plazo………………………………………..………

4.1.2 Planificación a Mediano Plazo……………………………………………

4.1.3 Planificación a Largo Plazo……………………………………...………

4.1.4 Planificación Estratégica………………………………………………...…

4.2 CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN UTILIZADOS POR LA EMPRESA……

4.2.1 Criterio de caída de tensión máxima………………………………………

4.2.2 Criterio de capacidad de carga……………...……………………………

4.2.3 Criterio de seccionamiento…………………………………………………

4.2.4 Criterio de niveles de cortocircuito………………………………………

4.2.5 Criterio de capacidad firme………………………………………...………


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4.2.6 Criterio de interrupciones permisibles……………………………………

4.2.7 Criterio de carga de transformadores de distribución……………………

4.2.8 Criterio de pérdidas técnicas…………………………………….…………

CAPÍTULO 5. METODOLOGÍA DESARROLLADA DURANTE EL ESTUDIO…………

5.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………………

5.2 METODOLOGÍA………………………………………………………………

CAPÍTULO 6. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA…………………………………………

6.1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………………

6.2 MÉTODOS DE USO DE LA TIERRA………………………...………………

6.2.1 Características Generales…………………………………………………

6.2.2 Estimación de demanda por método de uso de la tierra……………………

CAPÍTULO 7. ESTUDIO DE LOS CIRCUITOS DE LA S/E CARABALLEDA………..…7.1 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN………………………………………

7.2 FACTORES CARACTERÍSTICOS DE LOS CIRCUITOS……………………

7.3 TIPO DE CARGA Y PRINCIPALES SECTORES ALIMENTADOS POR CA

CIRCUITO……………………………………………………………………………………

7.4 RESULTADOS OBTENIDOS PARA CONDICIONES DE DEMANDA (A

2006)…………………………………………………………………………………………..

7.4.1 Representación gráfica de los resultados…………………………………

7.5 ANTEPROYECTOS DE ADECUACIÓN EN LOS CIRCUITOS………….…


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7.6 ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA PARA LOS CIRCUITOS DE LA

CARABALLEDA………………………………………………………………………………

7.7 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE LOS CIRCUITOS CONDICIONES FUTURAS (AÑO 2007 – 2011)……………………………………

7.7.1 Representación gráfica de los resultados…………………………………

7.8 ANÁLISIS DE RESULTADOS…………………………………………………

7.9 ANTEPROYECTOS DE MEJORA EN CIRCUITOS CON PROBLEM

TÉCNICOS……………………………………………………………………………………

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………

8.1 CONCLUSIONES………………...………………………….…………………

8.2 RECOMENDACIONES…………………………..……………………………

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………

ANEXO A. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LA S/E CARABALLEDA

MÉTODOS DE USO DE LA TIERRA………………………………………………………

ANEXO B. DIAGRAMAS ESQUEMATICOS DE LOS ANTEPROYECTOS

ADECUACIÓN Y MEJORA EN LOS CIRCUITOS DE LA S/E CARABALLEDA………

ANEXO C. SIMULACION EN CONDICIONES DE EMERGENCIA DE LOS CIRCU

DE LA SUBESTACIÓN CARABALLEDA…………………………………………………


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.3.1: Organigrama de la Empresa………………………………………………...…Figura 4.2.3.1: Recuperación de un circuito primario fallado…………….……………………Figura 5.2.1: Flujograma que representa la metodología utilizada en el estudio…...............Figura 6.2.1.1: Estructura característica de los métodos de uso de la tierra………………….Figura 6.2.2.1: Flujograma del modelo de estimación de demanda……………………………Figura 7.1.1: Ubicación geográfica de la S/E Caraballeda……………………………....……Figura 7.4.1.1: Voltaje mínimo por circuito de la S/E Caraballeda (año 2006)………………Figura 7.4.1.2: Capacidades máximas normales y en emergencia en tramos de los circuitosS/E Caraballeda (año 2006)……………………………………………………………………

Figura 7.4.1.3: Pérdidas de potencia totales por circuito en la subestación Caraballeda para 2006………………………...….………………………………………………………………Figura 7.4.1.4: Porcentaje de carga total no recuperada ante falla en sector 1 de los circuitoS/E Caraballeda para el año 2006………………………………………………………………Figura 7.7.1.1: Voltaje mínimo por circuito de la S/E Caraballeda (año 2011)………………Figura 7.7.1.2: Capacidades máximas normales y en emergencia en tramos de los circuitosS/E Caraballeda (año 2011)…..………………………………………………………………Figura 7.7.1.3: Pérdidas de potencia totales por circuito en la subestación Caraballeda para 2011………………………..……………..……………………………………………………Figura 7.7.1.4: Porcentaje de carga total no recuperada ante falla en sector 1 de los circuitoS/E Caraballeda para el año 2011………………………………………………..……………Figura A.1.1: Recorrido de los circuitos de la S/E Caraballeda……………………..………Figura A.4.1: Consumo de energía mensual por tipo de cliente…..…………………………Figura A.4.2: Número de clientes mensuales para clientes comerciales…..…………………Figura B.1.1: Ubicación de la proyección de la línea de distribución………………………

Figura B.1.2: Ubicación del tramo del circuito CRA_A02 en el que se deben realizar cambcalibre…………………………...………………………………………………………………Figura B.1.3: Ubicación del tramo del circuito CRA_A07 en el que se deben realizar cambcalibre…………………………………………………………………………….……………Figura B.2.1: Ubicación de tramos del circuito CRA_A03 en el que se deben realizar cambcalibre…………………………………………………………….……………………………


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Figura B.2.2: Ubicación de tramos del circuito CRA_A03 en el que se deben realizar cambcalibre…………………………………………………………………..………………………Figura B.2.3: Ubicación de tramo del circuito CRA_A04 en el que se debe realizar camb

calibre……………………………………………………………………………….…………Figura B.2.4: Ubicación de los ID en que se deben realizar las maniobras……….…………Figura B.2.5: Ubicación de los ID en que se deben realizar las maniobras………..…………Figura B.2.6: Ubicación de los ID en que se deben realizar las maniobras…………….……Figura B.2.7: Ubicación de tramos del circuito CRA_B04 en el que se deben realizar cambcalibre…………………………………………………………………………………………


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3.29.1: Relación entrecF y pF para cargas en casos extremos………………….………

Tabla 3.29.2: Valores dea y b para diferentes tipos de carga…………..………………………Tabla 4.2.1.1: Caída de Tensión Máxima Permitida……...……………………………………Tabla 7.1.1: Características de los transformadores de la subestación Caraballeda……….…Tabla 7.2.1: Factores característicos de los circuitos de la subestación Caraballeda…..…..Tabla 7.2.2: Interconexiones entre circuitos de la subestación Caraballeda……….…..….…Tabla 7.3.1: Lugares que alimentan los circuitos…………..………………………………Tabla 7.3.2: Tipo de carga por circuito..……………………………………………………

Tabla 7.4.1: Demanda de los circuitos de la subestación Caraballeda en el año 2006………Tabla 7.4.2: Resultados del flujo de carga en el programa ASP de los circuitos dsubestación Caraballeda para el año 2006……………………………………..………..……Tabla 7.4.3: Resultados de la simulación en el programa ASP de los circuitos de la subesCaraballeda ante condición de emergencia en el sector 1 para el año 2006………………….Tabla 7.5.1: Tramos y cambio de calibre propuestos……...…………………………………Tabla 7.5.2: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto 3…...……………Tabla 7.6.1: Demandas estimadas para los circuitos de la subestación Caraballeda…………Tabla 7.7.1: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A01 abasteciendo la demfutura………………..................………………………………………………………………Tabla 7.7.2: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A02 abasteciendo la demfutura………..……………………………………………………………..……………………Tabla 7.7.3: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A03 abasteciendo la demfutura……………………………………………………………………………………………Tabla 7.7.4: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A03 abasteciendo la dem

futura.(Incluyendo proyecto del Hotel Macuto Sheraton)…………………………… ………...69Tabla 7.7.5: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A04 abasteciendo la demfutura……………………...……………………………………………………………………Tabla 7.7.6: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_A07 abasteciendo la demfutura………………………………………………………………………………………….


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Tabla 7.7.7: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_B01 abasteciendo la demfutura……………………………………………………………………………………………Tabla 7.7.8: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_B02 abasteciendo la dem

futura……………………………………………………………………………………………Tabla 7.7.9: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_B04 abasteciendo la demfutura…………………………………………………………………….……………………Tabla 7.7.10: Resultados del flujo de carga del circuito CRA_B04 abasteciendo la demfutura.(Incluyendo proyecto del Hotel Melia)………………………………..………………….7Tabla 7.7.11: Resultados de la simulación en el programa ASP de los circuitos de la subestCaraballeda ante condición de emergencia en el sector 1 para el año 2011……………………Tabla 7.9.1: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto de mejora 1………Tabla 7.9.2: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto de mejora 6………Tabla 7.10.1: Costos estimados de anteproyectos de traspaso de carga entre circuitos..........Tabla 7.10.2: Costos estimados de anteproyecto de proyección de línea aérea en el cirCRA_A01…………………………………………………………………………………….…Tabla 7.10.3: Costos estimados de anteproyectos relacionados con cambios calibre…………………………………………………………………………………………Tabla A.3.1: Usos de la tierra por microáreas………………………………………………Tabla A.4.1: Información mensual de número de clientes por tipo y su consumoenergía…………………………………………………………………………………………Tabla A.4.2: Consumo de energía mensual por cliente………………………………….……Tabla A.4.3: Datos de población para la parroquia Caraballeda…………………….………Tabla A.4.4: Factores de potencia y de carga estimados para zonificacioresidenciales……………………………………………………………………………………Tabla A.4.5: Densidades de población estimadas para el año horizonte, para el uso de la

residencial…..…….……………………………………………………………….….………Tabla A.4.6: Densidad de carga estimada para el año horizonte en las zonificaciresidenciales……………………………………………………………………………………Tabla A.4.7: Factores de potencia y de carga estimados para zonificaciocomerciales................................................................................................................................Tabla A.5.1: Porcentajes de aprovechamiento neto de la tierra en cada zonificación………


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Tabla A.5.2: Demandas estimadas para los circuitos de la subestación Caraballeda entre e2007 – 2011…………………………………….………………………………………………Tabla A.5.2: Tabla para nuevos desarrollos residenciales [10]………………………………

Tabla B.1.1: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto 3…………………Tabla B.2.1: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto de me1…………………………………………………………………………………………………Tabla B.2.2: Tramos y cambio de calibre propuestos en el anteproyecto de me6…………………………………………………………………………………………………Tabla C.1: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A01 condición de emergencia para el año 2006………………………………….…………………Tabla C.2: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A02 condición de emergencia para el año 2006………………………………………….…………Tabla C.3: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A03 condición de emergencia para el año 2006. …………….……………………………………Tabla C.4: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A04 condición de emergencia para el año 2006……………………………………………………Tabla C.5: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A07 condición de emergencia para el año 2006……………………………………………………Tabla C.6: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B01 condición de emergencia para el año 2006…………………………….………………………Tabla C.7: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B02 condición de emergencia para el año 2006……………………….……………………………Tabla C.8: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B04 condición de emergencia para el año 2006………………….…………………………………Tabla C.9: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A01

condición de emergencia para el año 2011………………………………….…………………Tabla C.10: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A02condición de emergencia para el año 2011…………………………………………………… Tabla C.11: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A03condición de emergencia para el año 2011……………………….……………………………


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Tabla C.12: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A04condición de emergencia para el año 2011…………………………………..…………………Tabla C.13: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_A07

condición de emergencia para el año 2011……………………………..………………………Tabla C.14: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B01condición de emergencia para el año 2011………….…………………………………………Tabla C.15: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B02condición de emergencia para el año 2011……………………….……………………………Tabla C.16: Resultados de la simulación en el programa ASP del circuito CRA_B04condición de emergencia para el año 2011…………….………………………………………


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LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ADEPT: Advanced Distribution Engineering Productivity Tool (Herramienta Avanzad

Productividad en Ingeniería de Distribución Eléctrica).

Al: Aluminio.

AWG: American Wive Gauge (Calibre Americano para Conductores).

CD: Capacidad de Diseño.

CE: Capacidad de Emergencia.

CF: Capacidad Firme.

CI: Capacidad Instalada.

CMS: Conexión Modular de Seccionamiento.

CN: Capacidad Nominal.

CRA: Caraballeda.

CTO: Circuito.

Cu: Cobre.

Dmáx: Demanda Máxima.

F.p: Factor de Pérdidas.

Fam.: Familias.

FP: Factor de Potencia.

FU: Factor de Utilización.

Hab.: Habitantes.

ID: Interruptor de Distribución.

km: Kilómetros.

km²: Kilómetro cuadrado.


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kV: Kilo Voltio.

kVA: Kilo Voltio – Amper.

kVAR: Kilo Voltio – Amper Reactivos.kW: KiloVatio.

kWh: Kilo Vatio hora.

m: metros.

p.u.: Por Unidad.

PD: Protector de Distribución.

PLT: Polietileno (aislante del conductor).

PSS: Power System Simulator (Simulador de Sistemas de Potencia).

S/E: Subestación.

SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition.

T: Transformador.

∆ Vmáx: Variación máxima de tensión.


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CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

Una planificación adecuada del equipamiento en un sistema de distribución, req

estudiar las alternativas de capacidad, localización e interconexión de los circuitos

condiciones de demanda a corto, mediano y largo plazo. De este estudio se determina las m

e inversiones a ejecutarse en los circuitos.

La C.A. Electricidad de Caracas cuenta con un departamento de Planificació

Desarrollo, el cual se encarga de elaborar los proyectos con el fin de brindar servicio eléct

nuevos clientes y realizar todos los estudios y proyectos necesarios con el objetivo de:

• Reducir las pérdidas de potencia en los circuitos.

• Suministrar el servicio eléctrico ante el crecimiento de la demanda.

• Garantizar la continuidad y calidad del servicio eléctrico.

En los estudios de planificación se lleva a cabo una estimación de la demanda,

estimación puede depender de muchos factores, por lo que siempre existe un margen de

entre la demanda estimada y la realidad. El tipo de método a aplicar depende de la duració

estudio, del tipo de carga alimentada (residencial, comercial o industrial), factores geográ

poblacionales, ambientales, etc., y de la tasa de crecimiento de la zona en estudio.

En este informe se desarrolla un estudio a corto plazo de la subestación Caraballed

12,47 kV, de la C.A. la Electricidad de Caracas, región Vargas. Esta subestación alimenta

circuitos de distribución que brindan servicio eléctrico a toda lo zona de la parroquia Caraba

Estado Vargas.


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El objetivo principal de este estudio es elaborar estrategias de solución a los probl

técnicos detectados en los circuitos, de manera que se cumplan las normas establecidas p

empresa.

Durante la elaboración del estudio se emplean herramientas de la C.A. La Electricid

Caracas para emitir un diagnóstico tanto de las condiciones actuales como futuras de oper

de la subestación y sus circuitos, detectando aquellos que no cumplen con los criterios de

y planificación a fin de desarrollar propuestas de solución y recomendaciones necesarias

garantizar, no solo la continuidad sino también la calidad del servicio eléctrico.

Otra parte del estudio es determinar la capacidad de recuperación de los circuitos a t

de las interconexiones existentes con los circuitos vecinos ante condiciones de emergen

contingencias.

Para cumplir con el objetivo propuesto en este estudio se emplean las siguie

herramientas computacionales:

1. ASP (Análisis de Sistemas Primarios): programa que permite la simulación de lo

circuitos en las distintas condiciones de operación. Este programa fue desarrollado p

C.A. La Electricidad de Caracas por el Prof.: Alberto Naranjo.

2. PSS/ADEPT: programa que permite modificar esquemas eléctricos de sistemas

potencia, correr flujos de carga, análisis de niveles de cortocircuito, ubicación óptim

capacitores, entre otras características.


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CAPITULO 2

C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS

2.1 HISTORIA DE LA EMPRESA.

La siguiente información fue extraída de la referencia [1]:

La Compañía Anónima La Electricidad de Caracas fue fundada el 27 de Noviemb

1895 por iniciativa del Ingeniero Ricardo Zuloaga. En el año de 1897 se concluye la pr

estación hidroeléctrica llamada planta El Encantado, ubicada en las adyacencias del río G

con una potencia de 420 kW.

Luego en 1902 y 1911 se instalan las plantas Los Naranjos y Lira respectivamente, d

al aumento significativo de la demanda eléctrica.

El 20 de julio de 1919 se funda en San Felipe la C.A. Fuerza y Luz Eléctrica del Yara

con el objetivo de realizar el proyecto de electrificación de la ciudad. En 1931 se insta

primera central termoeléctrica en La Guaira. Durante los años de 1932 a 1935 entra

funcionamiento varias centrales hidroeléctricas, entre ellas Curupao e Izcaragua ubicad

Guarenas, y las plantas Mamo, Caoma y Marapa en el Litoral Central, y se realiza la adqui

de la planta Naiguata.

En 1942 se crea la C.A. Fuerza y luz Eléctrica de Venezuela (CALEV), una de

empresas filiales de la Electricidad de Caracas. En los siguientes años se inicia la constru

del complejo termoeléctrico de Arrecifes (1947), se instala la planta El Convento (1947) ub

en El Marqués, y la planta El Cortijo (1949) en Caracas.


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La planta termoeléctrica Tacoa, actualmente llamada Josefa Joaquina Sánchez Bast

entra en funcionamiento en 1956, y la planta Oscar Augusto Machado (OAM) en 1969.

Se inaugura en 1967 C.A. La Electricidad de Guarenas y Guatire (ELEGGUA), em

filial de la EDC construida para suplir de energía eléctrica a los Municipios Plaza, Zamora y

de Acevedo, del Estado Miranda. En 1968 se firma el contrato de interconexión de los sis

eléctricos de las empresas CADAFE, CVG EDELCA y La Electricidad de Caracas con el

unir esfuerzos técnicos y financieros para el suministro de energía al país.

Durante los años 70 se inicia el proyecto de ampliación de la planta Tacoa, y se ins

tres nuevas unidades de generación termoeléctrica con una capacidad de 400 MWh

Actualmente las unidades de las plantas Arrecifes, Tacoa y ampliación Tacoa constituy

Conjunto Generador Ricardo Zuloaga.

En diciembre de 1999 se emprende un Plan de Contingencia para hacer frente

tragedia de Vargas, con el fin de recuperar un alto porcentaje del servicio eléctrico en ce

clave para las operaciones de rescate, como el Hospital Vargas, el Puerto de La Guaira y al

zonas de Naiguatá y Caraballeda. Transcurridas 72 horas, luego de la tragedia, la zona es

Litoral contaba con un precario pero útil servicio eléctrico, gracias a los esfuerzos realizad

los trabajadores de la EDC.

En el año 2000 la corporación A.E.S adquiere en una oferta pública de acciones el 8

de las acciones de la Electricidad de Caracas, pasando a ser el accionista mayoritario.

A partir de mediados del 2007, la C.A La Electricidad de Caracas pasa a ser una em

del estado venezolano, que actualmente cuenta con una capacidad de generación de 2316 M


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suministra energía eléctrica a mas de un millón de suscriptores.

2.2 MISIÓN, VISIÓN Y VALORES DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACA

Misión

La Nueva Electricidad de Caracas es una empresa del Estado venezolano dedica

proveer el mejor servicio eléctrico y comprometida a responder las expectativas de sus cli

trabajadores y accionistas, contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la soci

venezolana.

Visión

Ser una empresa reconocida nacional e internacionalmente como líder innova

proveedora de un servicio eléctrico de alta calidad, con personal y tecnologías excele

financieramente sólida y factor fundamental del sector eléctrico venezolano.

Valores

Los trabajadores y trabajadoras de la EDC:

• Ponen la seguridad primero. La seguridad siempre está primero, para nuestra gente, l

contratistas y las comunidades.

• Actúan con integridad. Somos honestos, dignos de confianza y responsables. La integrid

es la esencia en todo lo que hacemos, en la forma de conducimos y en la maner

relacionarnos los unos con los otros.

• Honran sus compromisos. Honramos los compromisos con nuestros clientes, compañeros


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comunidades, accionistas, proveedores y socios. Queremos que nuestro negocio, en ge

sea una contribución positiva a la sociedad.

• Se esfuerzan por la excelencia. Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemy para operar con niveles de clase mundial.

• Disfrutan su trabajo. El trabajo puede ser divertido, gratificante y emocionante. Disfrutam

de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está mar

una diferencia. Y cuando deje de ser de esa manera, cambiaremos lo que hacemos o

hacemos las cosas.

2.3 ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA.

En la figura 2.3.1 se muestra el organigrama de la empresa, destacando la sección a la

pertenece el departamento de planificación, región Vargas.


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Figura 2.3.1. Organigrama de la Empresa

Antonio SimancasNicolás Veracierta

Dirección

Alejandro BorjasDario Merchan

Dirección Integraciónde Procesos

Alberto UrdanetaGenel Severeyn

Dirección Operaciones

Jesús RangelCarlos Luengo

Dirección Externa

William GómezGerencia Funcional Asuntos Públicos

Luis Carlos De LeónGerencia Funcional Asuntos Legales

Jorge Da SilvaGerencia Funcional Seguridad, Higiene y Ambiente

Luis SardiGerencia Funcional Planificación

Vicente DíazGerencia Funcional Administración y Servicios

VacanteGerencia Funcional de Ingeniería y Procesos

Fernando PuertaGerencia Funcional Prevención, Control y Pérdidas

Armando AstudilloGerencia Funcional de Finanzas

Rhina DíazGerencia Funcional Recursos Humanos

Carolina BlancoGerencia Funcional Telecomunicaciones e Informática

Alexis SierraltaGerencia Funcional Distrito Social

Genel SevereynGerencia General

José PáezGestión de Apoyo Distribución

Ramón BelloAseguramiento de Ingresos

Javier AlvaradoPresidencia

José Alí SosaDirección

Auditoría Interna

Carlos CamposGerencia Operativa

Transmisión

Víctor ContrerasMiranda-Aragua

Jesús OlivaresGerencia Operativa

Distribución

Luis VillasmilGerencia OperativaComercialización

Inés MoralesGerencia Operativa

Generación

Giuseppe Di BiaseRegión Los Teques

Alvaro YaberRegión Vargas

Daniel BernardezGuarenas-Guatire

Alfonso RodríguezRegión Centro

José MariñasRegión Este

Carlos DíazRegión Oeste

Leonardo LópezCaley

Junta Directiva


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CAPITULO 3

DEFINICIONES ASOCIADAS AL ESTUDIO

3.1. Acometida [2]:

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

distribuidora y el punto de suministro al usuario.

3.2. Alimentador [2]:

Circuito de distribución en media tensión.

3.3. Archivos *.dat: [7]:

Conjunto de elementos que almacenan la información por circuito de los equipos, ca

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

Se utilizan como archivos de entrada para los programas de simulación utilizados a lo larg

estudio.

3.4. ASP:

Siglas que significan Aplicación de Sistemas Primarios, es un software utilizado p

departamento de planificación de la empresa para simular sus circuitos con el fin de visualiz

condiciones de operación del mismo.

3.5. Baja Tensión [2]:

El nivel de tensión menor o igual que 1 kV.


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3.6. Banco de capacitores [5]:

Es un equipo utilizado con el fin de reducir las pérdidas en los circuitos y para lleva

niveles de tensión a las normas de diseño estipuladas.

3.7. Banco de capacitores fijos [5]:

Estos capacitores son utilizados en zonas donde se requiere que el nivel de tensión

normalizado las 24 horas del día, sin importar como pueda variar la carga. Por lo genera

utilizados en circuitos con un perfil de carga bastante uniforme desde el punto de vista d

variaciones de demanda.

3.8. Cable de distribución (CD) [9]:

Está formado por un tramo de cable subterráneo que tiene en cada extremo un ID,

sea una cuchilla o un interruptor.

3.9. Capacidad de Diseño [7]:

Se define como las dos terceras partes (2/3) de la capacidad de emergencia del condu

3.10. Capacidad de Emergencia o de Sobrecarga [7]:

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

igual que en la capacidad nominal del troncal, ésta depende de otros factores como la cantid

ductos ocupados en la bancada donde se encuentra el conductor, etc. Para conductores des

se asume que la capacidad de emergencia es igual a la capacidad nominal. La vida útil no s

afectada si la operación en condición de emergencia o por sobrecarga se realiza por c

períodos.


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10

3.11. Capacidad Firme [7]:

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

de mayor capacidad esté fuera de servicio por falla o mantenimiento. Ante esta condiciasume que cada unidad transformadora que queda en servicio puede sobrecargarse un 20 %

capacidad nominal.

La capacidad firme se calcula a partir de la siguiente expresión (3.11.1):

−

⋅= ∑=

max2,11

kVAvf kVAvf CF N

ii (3.11.1)

Donde:

CF = Capacidad firme de la subestación.

N = Número total de transformadores instalados en la subestación.

ikVAvf = Capacidad nominal con ventilación forzada del transformadori.

kVAvfmax =Capacidad nominal con ventilación forzada del transformador de mayor capacida

3.12. Capacidad Instalada [2]:

Potencia total en kVA que la distribuidora pone exclusivamente a disposición

usuario en el punto de suministro.

3.13. Capacidad Instalada de la Subestación [7]:

Es la sumatoria de las capacidades nominales de cada una de las unida

transformadoras ubicadas en la subestación.


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11

3.14. Capacidad Nominal [7]:

Se define como la carga máxima que puede soportar un conductor sin que se reduzc

vida útil; tomando en consideración calibre, tipo de conductor (aluminio o cobre), el maaislante (polietileno, papel plomo, goma neopreno, etc.) y el número de ductos ocupados

bancada.

El efecto térmico de los conductores que pasan por una misma bancada afect

capacidad de los mismos, es decir, a mayor número de ductos ocupados, mayor temperat

por ende menor capacidad de los conductores que ocupan la bancada. Para planificar es nec

estudiar el peor caso, aquel donde exista el mayor número de ductos ocupados dentro de

misma bancada.

3.15. Capacidad Nominal de Transformación [2]:

Capacidad de transformación expresada en kVA, de acuerdo con los datos de plac

los equipos.

3.16. Carga Conectada de un Circuito [7]:

Es la suma de todas las capacidades nominales de los equipos de transformac

conectados a un circuito. Esta información viene adjunta al plano de operación de cada circu

3.17. Cargas Concentradas [5]:

Son todas las cargas puntuales que son alimentadas por un circuito determinado. Por

carga concentrada habrá un seccionador (S), y una protección de distribución (PD).

3.18. Circuito Emergente [5]:

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

estos se encuentran en situaciones de emergencia.


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12

3.19. Conexión Modular de Seccionamiento (CMS) [7]:

Consiste en un punto de empalme o derivación del circuito primario elaborado conexiones modulares atornillables de diseño especial. Puede seccionar y/o poner a tier

circuito, además, puede ser operada más rápidamente que una conexión modular norma

operación debe hacerse sin tensión.

3.20. Confiabilidad [4]:

Se entiende por confiabilidad de un sistema como la probabilidad de que este opere,

condiciones de diseño, por periodos largos de tiempo y con interrupciones del servicio eléc

de corta duración.

3.21. Contingencia:

Se trata de una condición de emergencia, en este caso se simula el circuito cuando

supliendo su carga demandada y adicionalmente la carga de otro circuito que se encuent

condición de falla. Esta simulación permite conocer la capacidad que tiene un circuito

auxiliar a sus circuitos vecinos mediante las interconexiones que existan entre ellos

capacidad de recuperación del circuito fallado.

3.22. Crecimiento Vegetativo [7]:

Es el crecimiento experimentado por la demanda de un circuito debido al incremento

consumo por parte de los suscriptores ya existentes.

3.23. Demanda [4]:

Es la carga en los terminales receptores, tomada como valor medio en un interval

tiempo determinado. El periodo durante el cual se toma el valor medio se denomina interva


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13

demanda. La duración que se fije a este intervalo dependerá del valor de demanda que se

conocer. Se puede afirmar que es requisito indicar el intervalo de demanda, ya que este da se

práctico al valor establecido.

La demanda se suele expresar en kW, kVA o Amperios en intervalos de tiempo

pueden ser de 15 minutos, 30 minutos, 1 hora o más largos.

3.24. Demanda Máxima [4]:

Es el máximo valor de demanda, de una o varias cargas, que se presenta en un period

tiempo establecido.

3.25. Demanda Promedio [4]:

La demanda promedio es la potencia media que se mide mediante algún métod

dispositivo integrador de energía durante un tiempo definido. La demanda promedio se ca

por la expresión (3.25.1).

∫=t

prom dt DT D

0

.1 (3.25.1)

Donde:

prom D : Demanda promedio en un intervalo de tiempo. [kW o kVA]

t: Tiempo de evaluación. [Unidad de tiempo]

T : Periodo total de valores. [Unidad de tiempo]

D: Demanda durante el periodo de estudio. [kW o kVA]


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14

3.26. Densidad de Carga [4]:

Es el cociente entre la carga instalada y el área de la zona del proyecto; se expres

kVA/km², kW/km². Se calcula por la expresión (3.26.1):

ÁreaconectadaaC acde Densidad argarg = (3.26.1)

Donde:

Área: superficie ocupada por una o varias unidades de potencia instaladas. [km

3.27. Factor de Carga [4]:

Es la razón entre la demanda promedio en un intervalo de tiempo dado y la dema

máxima en el mismo intervalo. Este concepto se indica en la expresión (3.27.1):

max D D

F promc = (3.27.1)

Donde:

cF : Factor de carga.

prom D : Demanda promedio ocurrida en un intervalo de tiempo. [kW o kVA]

max D : Demanda máxima ocurrida en un intervalo de tiempo. [kW o kVA]

De la expresión (3.27.1), se puede deducir que el factor de carga siempre esta entre los lí

que se muestran en la expresión (3.27.2):

0< cF < 1 (3.27.2)

3.28. Factor de Demanda [4]:

Es la razón entre la demanda máxima y su carga total instalada en un intervalo de tie

dado, indicando el porcentaje de carga instalada que se esta alimentando. El factor de dem


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15

generalmente es menor que uno siendo unitario cuando, durante el intervalo, todos los eq

consumen sus potencias nominales. Este concepto se indica en la expresión (3.28.1):

conectadaaC DF d argmax= (3.28.1)

Donde:

d F : Factor de demanda.

max D : Demanda máxima durante el intervalo de tiempo determinado. [kW o kVA

3.29. Factor de Pérdidas [4]:Se define como la razón entre el valor medio y el valor máximo de la potencia disi

como pérdidas, en un intervalo de tiempo considerado. Se indica matemáticamente e

expresión (3.29.1).

max.

.

perd

prom perd p P

PF = (3.29.1)

Donde:

pF : Factor de pérdidas.

prom perd P . : Pérdidas de potencia promedio en un intervalo de tiempo. [Watt

max. perd P : Pérdidas de potencia en un intervalo de tiempo. [Watts

Otra forma de expresar el factor de pérdidas a partir de la ecuación (3.29.2) es:

t Pt en perdidaEnergía

t Pt PF

perd perd

prom perd p ..

.max.max.

. == (3.29.2)

Donde:

t : intervalo de tiempo a evaluar. [Unidad de tiempo]


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16

Se ha desarrollado una relación empírica entre el factor de pérdidas y el factor de c

basándose en dos igualdades para casos extremos de tipo de carga señaladas en la tabla 3.29.

Tabla 3.29.1 Relación entrecF y pF para cargas en casos extremos.

La expresión (3.29.3) aplica para un caso intermedio entre los casos límite señalados en la

(3.29.1) y es la que más comúnmente se emplea para el cálculo del factor de pérdidas.

cc p F bF aF ..2 += (3.29.3)

Donde:

pF : Factor de pérdidas.

cF : Factor de carga.

a y b: valores numéricos que definen la ecuación para diferentes tipos de carga.

Los valores típicos de las constantesa y b que permiten el cálculo de pF a partir de cF se

indican en la tabla 3.29.2 para diferentes tipos de cargas.

Tabla 3.29.2 Valores dea y b para diferentes tipos de carga.

ConstantesTipo de carga

a b

Residencial 0,78 0,22

Industrial 0,5 0,5

Mixta 0,8 0,2

Alumbrado público 0 1

Pico de corta duración 1 0

Tipo de carga Relación cF , pF

Alumbrado público pF = cF

Pico de corta duración pF =2

cF


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17

Al disponer de mediciones, en un periodo de tiempo determinado, de demanda

potencia es posible determinar el factor de carga de uno o varios consumidores. A partir

expresión (3.29.1) se puede sustituir por las expresiones fundamentales de potencia apa(3.29.4) y pérdida de potencia activa (3.29.5).

I V S LL..3= (3.29.4)

Donde:

S : Potencia aparente. [VA]

LLV : Voltaje entre fases o Voltaje línea – línea. [Volts]

I : Corriente en la fase. [Amper]

R I P perd .2= (3.29.5)

Donde:

perd P : Potencia activa disipada como perdidas. [Watts]

I : Corriente en la fase. [Amper]

R : Resistencia equivalente. [Ohm]

Sustituyendo en la expresión (3.29.1) por las expresiones (3.29.4) y (3.29.5) se obtie

expresión (3.29.6) para el cálculo de pF a partir de los valores de potencia aparente promedio

máximo en la data de demanda eléctrica.

2

max2

max

2

2max

2

max.

.3

..3.

..

=⇒

===S S

F

RV

S

RV S

R I R I

PP

F prom p

LL

LL

prom

prom prom p (3.29.6)


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18

Donde:

prom I : Valor de corriente eléctrica promedio en un periodo de tiempo. [Ampere]

max I : Valor de corriente eléctrica máxima en un periodo de tiempo. [Ampere]

promS : Potencia aparente promedio en un periodo de tiempo. [VA]

maxS : Valor de potencia aparente máxima en un periodo de tiempo. [VA]

3.30. Factor de Utilización [4]:

El factor de utilización de un sistema eléctrico es la razón entre la demanda máxima

capacidad nominal del sistema en un intervalo de tiempo, indicando la fracción de la capa

del sistema que se esta siendo utilizando durante el pico de carga en el intervalo considerado

Este concepto se indica en la expresión (3.30.1):

.

max

instaladau Capacidad

DF = (3.30.1)

Donde:

uF : Factor de utilización del sistema o circuito.

max D : Demanda máxima ocurrida en un intervalo de tiempo. [kW o kVA]

3.31. Gran Demanda [2]:

Potencia contratada mayor que 30 kVA.

3.32. Instalaciones Eléctrica del Usuario [2]:

Aquellas comprendidas a partir del punto de medición de la distribuidora.

3.33. Interrupción [2]:

Desconexión del servicio por razones técnicas o de seguridad.


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19

3.34. Interruptor de Distribución (ID):

Puede ser una cuchilla o un interruptor que sirva para seccionar un tramo de un circu

para formar una interconexión entre ellos. Esta nomenclatura es la se utiliza en la empresa denominar a los seccionadores.

3.35. kVA Instalado [2]:

Capacidad de transformación nominal de los transformadores de media a baja ten

conectados a la red.

3.36. Línea de Distribución (LD):

Se define como un tramo de línea aérea que posee en cada extremo un ID, bien sea

cuchilla o un interruptor.

3.37. Media Tensión [2]:

El nivel de tensión mayor que 1 kV y menor que 69 kV.

3.38. Nivel de Cortocircuito:

Se define como la corriente máxima que circularía por un punto de la red ante la

condición de falla.

3.39. Pequeña Demanda [2]:

Potencia contratada menor o igual que 30 kVA.

3.40. Planos de Operación [7]:

Son representaciones gráficas que contienen información geográfica de las rutas de

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

puntos de seccionamiento, puntos de transformación, puntos de interconexión con circ


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20

vecinos, el tipo y calibre de los conductores y los puntos de compensación reactiva. Los p

están en escala 1:2500 y presentan leyendas en las cuales se especifican los datos de cada u

los equipos conectados en el circuito: Transformadores (T), Protectores de Distribución (PInterruptores de Distribución (ID).

3.41. Planos Macro [7]:

Son representaciones gráficas que muestran las rutas de los circuitos de una subestaci

que permiten identificar su ubicación en la cuadrícula. Al igual que en los planos de operaci

resaltan los puntos de seccionamiento, transformación e interconexión con otros circuitos. N

presentan las especificaciones en cuanto al calibre de los conductores, sólo se especifican s

tramos aéreos o subterráneos. Cada circuito es representado por un código de col

estandarizado.

3.42. Porcentaje de Caída de Tensión [7]:

Se define como la diferencia porcentual de tensión entre un punto cualquiera del circ

y la barra de salida de la subestación.

3.43. Protector de Distribución (PD):

Es el nombre que se le da a un poste, sótano o casilla que contenga un transformad

arreglo de estos, alimentado a uno o varios consumidores de energía en baja tensión (120 o

voltios). Con las siglas PD se identifican en los planos, registros, SCADA, etc.

3.44. Ramal [7]:

Derivación del troncal, con un calibre inferior a éste y que alimenta varias cargas.


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21

3.45. Seccionamiento [7]:

Segmentación de un circuito de distribución.

3.46. Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA):

Siglas en inglés que significan Supervisión, Control y Adquisición de Datos. Un SCA

es un sistema basado en computadores que permite supervisar y controlar a distancia

instalación de cualquier tipo.

3.47. Troncal [7]:

Es la ruta con el conductor de mayor calibre que limita la capacidad de carga de un

circuito.

3.48. Valores Admisibles de Tensión [2]:

Límites de variación de la tensión, para condiciones permanentes de funcionamiento

sistema.


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22

CAPITULO 4

PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN

4.1 LA PLANIFICACIÓN [5]:

Es el estudio que se hace en las redes eléctricas de manera de poder satisfacer, de

manera adecuada y óptima, la demanda que se espera tener en el futuro. Obviamente, el es

de planificación es muy importante y permite saber como se deberán ordenar y prioriza

recursos e inversiones necesarias para la expansión o modificación (específicamente mejora

el sistema.

La etapa más importante de la planificación es la estimación de la demanda, debido a

esta definirá cuales son las estrategias a tomar para la puesta en marcha de soluciones o proy

futuros.

La planificación de las redes eléctricas se divide en 4 áreas importantes:

• Planificación a Corto Plazo (0 - 5 años).

• Planificación a Mediano Plazo (6 - 10 años).

• Planificación a Largo Plazo (10 – 20 años).

• Planificación Estratégica (más de 20 años)

4.1.1 Planificación a Corto Plazo [5]:

Como ya se mencionó, la planificación a corto plazo abarca un período de 0 a 5 años

este tiempo se busca conocer la situación actual de la red, en condiciones de emergencia

condiciones normales de operación. De esta manera se propondrán soluciones inmediatas


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23

mejoren el servicio y las condiciones económicas de la red (cambio de calibres, traspaso

carga, cambio e instalación de nuevos equipos).

Es importante destacar que este estudio es recomendable hacerlo cada uno o dos años

verificar si las condiciones en el mediano plazo se estén cumpliendo.

4.1.2 Planificación a Mediano Plazo [5]:

Como ya se mencionó, la planificación a mediano plazo abarca un período de 6 a 10

En este punto de la planificación se busca que la demanda, en su totalidad, pueda ser satis

de una manera segura. Al igual que en la planificación a corto plazo, se recomienda que

estudio se haga cada uno o dos años para verificar que los logros en el mediano plazo y

largo plazo estén llegando a sus objetivos.

La planificación a mediano plazo contemplará fundamentalmente lo siguiente:

• Ubicación de nuevos circuitos dentro de las subestaciones.

• Instalación de nuevas unidades de transformación a nivel de subestaciones.

• Criterios preliminares para la posible puesta en marcha de proyectos para la creació

nuevas subestaciones.

• Además se incluirán todos los cambios y maniobras que se puedan hacer al corto plazo.

4.1.3 Planificación a Largo Plazo [5]:

Como ya se mencionó, la planificación a largo plazo abarca un período de 10 a 20 a

Dentro de ese período la demanda de energía eléctrica debe ser alimentada de manera efe

(continuidad de servicio) y confiable por el sistema. La planificación a largo plazo debe real


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24

cada 2 – 3 años conjuntamente con la planificación a mediano plazo, anticipando de esta m

las fuertes inversiones que deban realizarse para suplir la demanda de forma efectiva y confi

La planificación a largo plazo determinará principalmente:

• Los planes a corto y mediano plazo, con la meta de lograr consistencia y eficiencia en

inversiones destinadas al sistema.

• La necesidad de nuevas subestaciones y elaborar los planos guía de ramales principal

troncales.

• Sirve de base a los estudios de planificación de la subtrasmisión.

4.1.4 Planificación Estratégica [5]:

En esta etapa del proceso se busca inferir, mediante personal con mucha experiencia

área, donde estarán los posibles focos de desarrollo eléctrico con el objetivo de ir preparand

proyectos necesarios para la instalación de nuevas subestaciones. Como ya se mencionplanificación estratégica abarca un período de más de 20 años por lo que las estimaciones en

punto no juegan un papel fundamental.

4.2 CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN UTILIZADOS POR LA EMPRESA

Los criterios de planificación usados por la C.A. La Electricidad de Caracas son

siguientes [7]:

• Criterio de caída de tensión máxima.

• Criterio de capacidad de carga.

• Criterio de seccionamiento.


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25

• Criterio de niveles de cortocircuito.

• Criterio de capacidad firme.

• Criterio de interrupciones permisibles.• Criterio de carga de transformadores de distribución.

• Criterio de pérdidas técnicas.

4.2.1 Criterio de caída de tensión máxima [7].

Este criterio establece la máxima variación de caída de tensión en circuitos prima

aéreos y subterráneos. La Tabla 4.2.1.1 muestra los límites de tensión permitidos por cond

de operación:

Tabla 4.2.1.1: Caída de Tensión Máxima Permitida

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

Normal ± 5% 0,95 < V < 1,05

Emergencia ± 8% 0,92 < V < 1,08

4.2.2 Criterio de capacidad de carga.

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

circuitos primarios, y debido a que cada circuito de distribución debe ser asistido por lo m

por otros dos circuitos, la carga máxima del troncal debe ser 2/3 de la capacidad de emergenc

En el caso de líneas aéreas, la capacidad de diseño no debe superar el 67 % d

capacidad nominal, lo que resulta que en condición de emergencia la línea se cargue al 100

su capacidad nominal.


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26

En las líneas subterráneas, generalmente el criterio de diseño es del 80 % de la capac

nominal, y para condición de emergencia la línea se carga al 120 % de la capacidad nomin

capacidad de carga en líneas subterráneas se determina según: el calibre del conductomaterial aislante, el número de tuberías ocupadas en la bancada, etc. Cada tipo de aislante

diseñado para operar bajo cierta capacidad térmica por encima de la cual el material pierd

propiedades y se reduce su vida útil.

4.2.3 Criterio de seccionamiento

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

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

permitir traspasos de carga, etc. [8]

a) Seccionamiento en líneas aéreas:

Se instalarán equipos de seccionamiento en circuitos primarios aéreos de acuerdo a

siguientes reglas:

• En cada kilómetro de circuito troncal o ramal.

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

instalada) 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 (capacidad instalada) igual o may

500 kVA.• En los puntos de interconexión del circuito troncal o ramal a otros circuitos primarios.

b) Seccionamiento en líneas subterráneas:


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27

Desde el punto de vista de la continuidad de servicio se pueden distinguir dos situacio

un circuito primario único o varios circuitos primarios en la misma ruta. A continuació

explican ambas situaciones:

Circuito primario único: Se instalarán como mínimo, equipos de seccionamiento en l

circuitos primarios de acuerdo a las siguientes reglas:

• Se seccionará el troncal cada 1.250 kVA de demanda. No se considerará la demanda aso

a cargas con alimentación alternativa.

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

dos casos:

1.- Cuando la demanda del ramal sea igual o mayor a 1.250 kVA se usarán seccionad

bajo carga.

2.- Cuando la demanda del ramal sea inferior a 1.250 kVA se usarán CMS.

• Se utilizará un seccionador bajo carga en cada punto de transformación de capacidad ig

mayor a 750 kVA (capacidad instalada), o en aquel que está destinado a servir ca

prioritarias como clínicas, hospitales, industrias de proceso crítico y edificaciones

importancia estratégica.

• Cada 400 metros, aproximadamente, de circuito troncal o ramal, el empalme convencion

sustituirá por un empalme hecho con CMS. Esta regla no aplicará cuando en el diseñocircuito se prevea el uso de transformadores autoprotegidos en anillo separados cada

metros o menos.

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

en el tramo aéreo.


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28

Varios circuitos primarios en la misma ruta: Se instalarán equipos de seccionamiento en lo

circuitos primarios, cada circuito deberá cumplir con las reglas descritas anteriormente, ad

de las siguientes:• No se permitirá la coincidencia de CMS de distintos circuitos en un mismo sótano de em

a menos que el espacio disponible en el sótano garantice su operación segura y confiable.

• Cuando exista cercanía en los puntos de seccionamiento bajo carga de dos circuitos e

misma ruta, se utilizará un seccionador de 4 vías, barra seccionada y abierta, en lugar d

seccionadores de 2 vías.

c) Interconexiones:

La interconexión entre diferentes circuitos de la red primaria permite recuperar carg

un circuito transfiriéndola a otro, tanto en condiciones normales como de emergencia: pued

una transferencia manual de cargas no críticas, para lo cual se usará un equipo de seccionam

manual; o puede tratarse de una transferencia automática de cargas críticas.

La interconexión entre circuitos debe lograrse según las siguientes reglas:

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

menos por otros dos.

• Se deberá facilitar interconexión a todo bloque de 1.250 kVA de demanda o más.

• Ubicar el punto de interconexión aproximadamente en la mitad de la demanda de la c

radial a recuperar.

• No se permite la interconexión de más de dos circuitos en un mismo seccionador.


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29

La transferencia de cargas con al menos dos circuitos emergentes, asegura que al falla

circuito, este pueda ser separado y recuperado por los otros circuitos con los que t

interconexión. Por lo que como criterio, se establece que en las líneas del circuito no debe más de 2/3 de la capacidad de emergencia del conductor.

En caso de falla de un circuito, los circuitos emergentes asumirán la mitad de la carg

circuito en falla, en el peor caso donde los circuitos están a 2/3 de su capacidad de emerge

los circuitos auxiliares contribuirán con 1/3 de la carga necesaria para reestablece

funcionamiento del circuito fallado.

LeyendaInterruptor cerradoInterruptor abierto

Figura 4.2.3.1: Recuperación de un circuito primario fallado.


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30

d) Salida de subestaciones:

Se instalarán equipos de seccionamiento en la salida de dos circuitos de un mi

interruptor de la subestación (circuito de dos copas), se instalará dentro de la subestació

seccionador de 4 vías con barra seccionada y abierta, automatizable, para seccionar las dos

del circuito. Una de las salidas será equipada con indicadores de falla.

Además de conocer las reglas anteriores, es importante tener presente las siguie

consideraciones:

• La ubicación preferida de los puntos de seccionamiento será en el punto de transforma

de esta manera podrá dársele a este elemento emergencia manual y reducir el costo

seccionamiento.

• Para circuitos primarios con doble copa, las reglas se aplicarán a cada copa por separado.

• La ubicación de equipos de seccionamiento en el troncal deberá elegirse preferiblemen

un lugar inmediato a la derivación de un circuito ramal, a fin de poder facilitar los trasp

de carga de un sector de circuito a otro circuito primario o a otra parte del mismo circuito

• La ubicación física definitiva de las interconexiones deberá validarse con una evalua

económica, de igual manera se debe garantizar su accesibilidad, operación y mantenimien

• Estas reglas deben aplicarse en forma conjunta, combinando dos o más, a fin de reducir

posible el número de puntos de seccionamiento, logrando de esta manera reducir el gasto• Los circuitos expresos y los circuitos en los cuales la carga se concentra en un extremo,

objeto de estudios especiales.


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31

4.2.4 Criterio de niveles de cortocircuito

Para verificar el cumplimiento de este criterio es necesario conocer el valor del nive

cortocircuito del lado de alta tensión de la subestación de distribución, con esta información

impedancia de las unidades de transformación de la subestación se puede obtener el niv

cortocircuito a la salida de la subestación, sirviendo éste como base para conocer el niv

cortocircuito en cualquier punto de los circuitos primarios.

Es importante recordar que el nivel de cortocircuito aumenta a medida que se incor

un mayor número de unidades dentro de la subestación.

Al planificar, los niveles de cortocircuito del sistema no deben exceder la capacida

interrupción de los equipos instalados, de hacerlo, dichos equipos deben ser reemplazado

otros de mayor capacidad de interrupción.

a) Circuitos aéreos:

Los equipos conectados en la red aérea de la C.A. La Electricidad de Caracas son:

• Reconectadores.

• Indicadores de Falla.

• Seccionalizadores.

• Fusibles.

• Conductores.

Tanto los reconectadores como los fusibles, además de poder soportar la corriente

cortocircuito, deben estar diseñados para poder despejar dicha falla. Por tal razón, la capacid


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32

interrupción del reconectador o fusible debe ser mayor al nivel de cortocircuito producido p

falla.

b) Circuitos subterráneos:Los equipos conectados en la red subterránea de la C.A. La Electricidad de Caracas so

• Seccionadores.

• Indicadores de Falla.

• Cables

Los indicadores de falla, seccionalizadores, seccionadores, conductores y cables d

estar diseñados para soportar la corriente de cortocircuito en caso de falla. Estos elemento

despejan fallas. [7]

4.2.5 Criterio de capacidad firme

Cuando se está planificando el sistema de distribución, la capacidad que se debe ma

para el diseño de una subestación ante posibles salidas forzadas de unidades de transformaes la capacidad firme. [7]

La capacidad firme, ante condiciones de emergencia, permite seguir supliendo la c

demandada de forma segura y continua, sin tener que recurrir, por ejemplo, a la interconexió

circuitos provenientes de otras subestaciones para suplirla.

Cuando se esta planificando, la demanda actual y la demanda estimada no deben sup

la capacidad firme de la subestación.


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33

En todas las subestaciones se trata de tener todas las unidades de transformación d

misma capacidad nominal. De esta manera se logra obtener una capacidad firme más elevad

que implica una mayor capacidad para suplir la demanda en caso de posibles contingencias.La C.A. La Electricidad de Caracas trabaja máximo con 4 unidades de transformación

subestación. [3]

4.2.6 Criterio de interrupciones permisibles.

Las interrupciones generan un costo a la Empresa por tres causas principales [4]:

• El costo del manejo de las fallas debido al uso de cuadrillas especializadas en estas tarea

personal del centro de control de operaciones, la reposición de equipos dañados, etc.

• El costo de la energía no vendida durante la interrupción.

• Las sanciones legales en las que se pudieran incurrir.

El costo de falla aceptable es de 2% de la venta de energía en el circuito.

4.2.7 Criterio de carga de transformadores de distribución.

Este criterio se usará para elegir la capacidad nominal de transformadores de distribu

que resulta en la operación más económica para una demanda dada o estimada. Este cr

supone una carga constante en el transformador desde su instalación, que será la carga má

estimada o medida en cada caso.

Para determinar el rango de carga en el cual resulta más económica la aplicación de

transformador, el costo anual de operación se calcula en función de la carga en kVA. E

cálculo de este costo interviene el costo de las pérdidas en el transformador, así como el c


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CAPITULO 5

METODOLOGÍA DESARROLLADA DURANTE EL ESTUDIO

5.1 INTRODUCCIÓN

En el proceso de planificación, una toma secuencial de decisiones asegura que se eva

las medidas estrictamente necesarias para evitar el uso inadecuado de las opciones dispon

Para implementar un esquema de toma secuencial de decisiones, es necesaria la identific

plena de las distintas actividades que se deben analizar, así como su orden, duració

importancia. [9]

5.2 METODOLOGÍA

Para llevar a cabo un estudio de planificación es fundamental seguir una serie de etap

pasos que lleve a la obtención de resultados satisfactorios. Esta metodología permite ob

alternativas de solución a los problemas técnicos presentados en las redes de distribución, p

realización de este estudio se utilizó la metodología siguiente:

1. Recopilación de la información:

Se agrupa toda la información necesaria: registros históricos de demandas, planos

operación, etc. Toda esta información debe ser analizada y se evalúa la calidad de la m

para luego ser actualizada.

Las fuentes de información utilizadas durante el estudio fueron:

• Planos de operación:se solicitan los planos de operación de los circuitos de cad

subestación, en estos planos se refleja el recorrido de los circuitos, la identificaci

ubicación de los transformadores, calibres de los conductores, interruptores y los ba


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de capacitores instalados en los circuitos. En la leyenda se encuentra las capacid

nominales de lo transformadores y su tipo de conexión.

• Planos digitalizados:la empresa posee un soporte digital de los planos de sus circuit

en donde se plasman los cambios realizados en los mismos. Estos planos constituye

base para la elaboración de los proyectos de diseño de la empresa. Es neces

comprobar la coincidencia entre los planos digitalizados y los planos de operación

caso de discrepancias se debe consultar al personal de la empresa o se debe comprob

campo.

• Registro de PD’s e ID’s por circuito:en este registro se encuentra actualizado los dato

de interruptores, seccionadores, bancos de compensación reactiva, transformador

protecciones de distribución que existen por circuito. Este registro muestra datos c

código de identificación, tipo de instalación (sótano, poste o casilla), fecha de la úl

medición de carga, ubicación, entre otros.

• Diagrama unifilar de la subestación:muestra el número de unidades de transformación

capacidad nominal, relación de transformación, tipo de conexión, impedancia, esqu

de barra, interruptores, bancos de condensadores, salida de circuitos primarios

especifica cuando la unidad de transformación está equipada con ventilación forzada.

• Histórico de demandas (lecturas de demandas máximas):la empresa cuenta con un

sistema SCADA que permite llevar un registro de los parámetros de las subestacion

sus circuitos. Con estos datos se lleva un control del comportamiento de la demanda

posible obtener la demanda máxima en kVA, hallar el factor de potencia, el facto


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La simulación da como resultado parámetros como son: caída de tensión máxima, c

máxima, pérdidas, etc. Lo cual permite determinar si estos parámetros se encuentran d

del rango permitido por los criterios de planificación de la empresa.

• Simulación de las solicitudes proyectadas:

Se toman en cuenta las solicitudes de proyectos a fin de determinar el efecto, y p

tanto, el comportamiento de los circuitos ante cargas que causen un futuro crecimien

la demanda, u otras modificaciones que afecten el funcionamiento de la red

distribución.

• Simulación en condición normal de operación:

Una vez realizada la estimación de la demanda de cada circuito primario de distribu

se determinan las condiciones en las que se encuentran operando normalmente

circuitos. Mediante la simulación se adquiere entre otras informaciones, el porcentaj

capacidad de carga al que se encuentran sometidos los conductores y la caída de ten

máxima en nodos del circuito.

• Simulación en condición de emergencia:

Esta simulación permite conocer la capacidad que tiene el circuito para respalda

alimentar a otro circuito en caso de que sea capaz de servir su carga normal debido a

avería, falla o una interrupción programada.

Se realizan dos tipos de análisis en la simulación de los circuitos primarios de distribu

en condición de emergencia: se considera una contingencia simple, o sea, una falla ú

y la condición más severa ocurre cuando la falla es antes del ID que desenergiz


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alimentador troncal, causando la pérdida de toda la carga del circuito. El aná

contempla la capacidad máxima de kVA que puede entregar un circuito a través del ID

interconexión a otro circuito, sin que este circuito de respaldo tenga problemassobrecarga o excesiva caída de tensión.

Cuando el circuito no es capaz de alimentar su carga y exista interconexión con o

circuitos se secciona el circuito fallado en dos tramos de acuerdo a los equipo

seccionamiento disponibles y además se procura que este seccionamiento sea equit

desde el punto de vista de la carga asignada a cada tramo.

El análisis de recuperación de carga, se realiza para las condiciones futuras de

circuitos y para las condiciones que existirán después de realizar las modificacio

corrigiendo aquellos criterios que pudieran estar fuera del rango. [7]

5. Análisis de resultados:En esta etapa se realiza el análisis de resultados de las etapas 2 y 4. De esta maner

conocerá cuáles son y dónde se presentan problemas en los circuitos.

Se analiza si el circuito opera dentro del rango establecido por los criterios de planifica

de violarse algún criterio o límite permisible, se debe establecer la causa y de esta ma

proponer estrategias o alternativas de solución. Adicionalmente se verifica la seguridad d

servicio eléctrico continuo por parte del sistema, esto se logra mediante el análisi

contingencias o la simulación en condición de emergencia.


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6. Consulta con el personal de la empresa sobre estrategias desarrolladas anteriormente.

En esta etapa se consulta al personal de la empresa sobre las soluciones que darían a

problemas futuros de los circuitos en estudio. Esta consulta es muy importante debido ael personal cuenta con una amplia experiencia solucionando los problemas técnicos qu

presentan en los circuitos de distribución, de manera que pueden indicar que soluci

previas pueden ser aplicadas o no a los problemas presentados.

7. Estudio de soluciones técnicas. Definición de estrategias:

En el caso de que se presenten circuitos donde no se cumplen uno o varios de los criteri

planificación, se realiza el estudio de las posibles soluciones técnicas, planteando estrat

y proponiendo alternativas, para solventar los problemas que pudieran presentarse y

permitan la mejora de las condiciones de operación. Entre las soluciones a propone

encuentran la instalación de bancos de capacitores para corregir el nivel de voltaje en ca

estar fuera del rango establecido por el criterio de caída de tensión máxima, el traspas

carga o el cambio de calibre de un conductor u otras.

Al momento de llevar a cabo las alternativas de solución se deben en tomar en cuent

siguientes aspectos:

• Criterios económicos: en el caso que existan varias estrategias de solución, se deb

tomar en cuenta los costos de los materiales y las horas – hombre a necesitar, de ma

de ejecutar aquella solución que presente la mejor relación costo – beneficio.

• Impacto en clientes importantes: durante la ejecución de las soluciones se pued

presentar que sea necesario la suspensión del servicio a clientes importantes como los


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hospitales, industrias, clubes, oficinas del gobierno u otros que no pueden quedarse

servicio eléctrico. Se deben analizar las maniobras a ejecutar de manera de afecta

menos posible a los clientes.

• Criterios técnicos: se pueden presentar las siguientes situaciones:

∗ Cambio de calibre: cada calibre de conductor presenta un peso distinto, por

tanto se puede llegar a soluciones de cambio de calibre que dependiendo del

de cable a instalar impliquen un cambio de estructura.

∗ Cambio de nivel de tensión: este cambio implica entre otras cosas variar el tap d

los transformadores conectados al circuito afectado, sin embargo se deb

observar las características técnicas de cada transformador ya que este cambio

posible solo si son doble mando, en el caso de los mono mando es necesa

reemplazarlos, implicando un costo extra en el anteproyecto.

• Impacto ambiental: se debe tomar en cuenta el impacto ambiental de las estrategias

implementar, procurando realizar el mínimo impacto posible y la tramitación de

permisos correspondientes.

•

Topografía del terreno: se debe estudiar la topografía del terreno, descartando presencia de obstáculos naturales (montañas, árboles, etc.) o estructuras (casas, edific

otros) que hagan inviable la ejecución del anteproyecto.

Para la ejecución de los anteproyectos se lleva el siguiente orden de prioridad:


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• Adecuación de los circuitos:

En este grupo de estrategias se plantean las soluciones para resolver problemas exist

cuya solución no es postergable. Por ejemplo: la capacidad de carga excedida, la caídtensión, pérdidas de carga ante contingencias sencillas, traspasos de carga a circuito

otro nivel de tensión seccionamiento inadecuado y capacidad de interrupción excedida

• Mejoras de los circuitos:

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

problemas potenciales, por ejemplo: la capacidad de expansión.

• Anteproyectos especiales:

Este grupo de acciones incluye aquellas que permitirán a los circuitos de distribu

cumplir con una serie de exigencias propias de nuevos diseños o por consideracio

estratégicas. Por ejemplo: sustitución de equipos y elementos obsoletos, retiro de equ

subutilizados, etc.

Con las propuestas escogidas, debe realizarse la simulación mediante el apoyo del

y/o del PSS/ADEPT.

8. Establecimiento del plan de expansión:

Se plantea el plan de expansión para las alternativas y horizontes planteados, realizand

análisis técnico y económico. El plan a corto plazo provee lo básico para determina

presupuesto del sistema de distribución y evalúa las prioridades del sistema. [9]


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9. Elaboración de anteproyectos (diseño del nuevo sistema).

Las soluciones a los problemas de los circuitos deben ser planteadas mediante anteproye

los cuales deben reflejar la siguiente información:• Circuitos involucrados.

• Ubicación.

• Trabajos propuestos.

• Descripción del servicio requerido.

• Fecha de su elaboración.

En la figura 5.2.1 se presenta un flujograma que resume las etapas de planificación a

mencionadas.


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Figura 5.2.1: Flujograma que representa la metodología utilizada en el estu

Recopilación de lainformación

Actualización de lainformación

Estimación de lademanda

Simulación de loscircuitos

Análisis deresultados

Consulta al personal de laempresa sobre soluciones

anteriores

Estudio de soluciones técnicas.Definición de estrategias.

Establecimientodel plan deexpansión

Elaboración deanteproyectos


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CAPITULO 6

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA

informe de pasantias de planificacion a cortoplazo

Documents