ESTUDIO DE LOS PERFILES DE TENSIÓN EN LAS LÍNEAS DE 115 kV

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UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE LOS PERFILES DE TENSIÓN EN LAS LÍNEAS DE 115 kV (BUENA VISTA- CAJA SECA Y VALERA II- MONAY)

Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Br. Carla A. Cañizalez Tutor: Prof. Lelis Nelson Ballester

Asesor: Ing. Oswaldo Viloria

Mérida, Diciembre 2009

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UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DEINGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE LOS PERFILES DE TENSIÓN EN LAS LÍNEAS DE 115 KV (BUENA VISTA- CAJA SECA Y VALERA II- MONAY)

Br. Carla A. Cañizalez

Trabajo de Grado, presentado en cumplimiento parcial de los requisitos exigidos para optar al título de Ingeniero Electricista, aprobado en nombre de la Universidad de Los Andes por el siguiente Jurado. _______________________ _____________________ Prof. Lelis Ballester Prof. Ernesto Mora C.I. 13.098.939 C.I. 3.499.666

________________________ Prof. Jesús Velazco

C.I. 8.088.307

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AGRADECIMIENTOS A Dios Todopoderoso por no haberme abandonado en ningún momento y en especial en los de mayor dificultad. A mi mamá y Carlos mi hermano que son las personas más importantes de mi vida, a quienes les debo todo lo que soy, mis ejemplos de lucha en la vida y quienes me han brindado todo su amor, cariño, confianza y comprensión de manera incondicional. Este logro no hubiera sido posible sin la ayuda de ustedes. Muchas Gracias por todo, LOS AMO. A la ilustre Universidad de Los Andes y muy en especial a la escuela de ingeniería Eléctrica por haberme dado la oportunidad de realizar mis estudios y a todo el personal que allí labora. A los profesores Nelson Ballester, Juan Carlos Muñoz y Jesús Velazco quienes me brindaron apoyo y conocimiento en la elaboración de este trabajo. A la empresa CADAFE y en especial a la División de Sub- Transmisión Región 7 Trujillo por haberme dado la oportunidad de realizar este trabajo y al Ing. Oswaldo quien me asesoró. A todos mis amigos: Tere, Carlos, Freddy, Daniel, Jania, Wilmer, Rosa, Marco Antonio, Xavi, Antonio, Yesenia, Yohanny, Ysabel y Yohana por haber sido un apoyo incondicional en todo momento a lo largo de la carrera. Gracias muchachos.

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Br. Carla A. Cañizalez. Estudio de los perfiles de tensión en las líneas de 115 kV (Buena Vista- Caja Seca y Valera II- Monay). Universidad de los Andes. Tutor: Prof. Lelis Nelson Ballester. Diciembre, 2009

Resumen

Las líneas de transmisión son las encargadas de transportar la energía eléctrica desde el sitio donde se genera hasta los sitios donde se consume. La División de Sub- Transmisión Región 7, Trujillo de CADAFE se encarga de transmitir dicha energía a un nivel de tensión de 115KV, estas líneas de transmisión actualmente presentan niveles de tensión bajos, siendo más críticos en las subestaciones Caja Seca, Monay y Cemento Andino que son de gran importancia en la zona ya que alimentan cargas importantes. Debido a esto se planteó hacer un estudio en los perfiles de tensión a las líneas Buena Vista- Caja Seca y Valera II- Monay. Para la solución a este problema se hará un estudio de la situación actual mediante un flujo de carga simulado en NEPLAN, que servirá como base para plantear diferentes escenarios de estudio que ayudarán a dar con algunas de las causas a los problemas de tensión existentes y así hacer propuestas de solución contemplando la ubicación de bancos de capacitores e inyección de potencia que también serán simulados, con los resultados obtenidos se mostrarán tablas mostrando las mejoras en los perfiles de tensión. Para el análisis de las propuestas planteadas se tomará en cuenta el crecimiento de la demanda en 6 años, y finalmente llegando a resultados satisfactorios se presentarán para que sean estudiadas por la empresa y así esta tome la decisión de implantarlas.

Descriptores: Sistema de Potencia, Generación de potencia, Construcción de líneas de transmisión de 115kV, Ubicación de capacitores.

ÍNDICE GENERAL

APROBACIÓN ii AGRADECIMIENTOS iii RESUMEN iv ÍNDICE GENERAL v INTRODUCCIÓN 1

Capítulo pp 1 GENERALIDADES 3 1.1. Planteamiento del problema 3 1.2. Justificación 4 1.3. Objetivos 4 1.3.1. Objetivo General 4 1.3.2. Objetivos Específicos 4 1.4. Metodología de la investigación 5 2 MARCO TEÓRICO 6 2.1. El sistema de energía eléctrica 6 2.2. Líneas de transmisión 7 2.2.1. Parámetros de las líneas de transmisión 7 2.2.2. Circuitos equivalentes de las líneas de transmisión 9 2.2.3. Relaciones de potencia en una línea de transmisión 11 2.2.4. Compensación en una línea de transmisión 12 2.2.5. Compensación paralelo 12 2.3. Subestaciones eléctricas 13 2.4. Flujo de carga 13 2.4.1. Formulación básica del problema de flujo de carga 14 2.4.2. Clasificación de las barras para resolver el flujo de carga 15 2.4.3. Criterio de convergencia 16 2.4.4. Método de Newton Raphson utilizado para la solución de flujo de carga 16 3 SITUACIÓN ACTUAL 22 3.1. Descripción del diagrama unifilar 22 3.1.1. Subestación de 230 kV 22 3.1.2. Subestaciones alimentadas con 115 kV 23 3.2. Simulación del sistema eléctrico atendido por la División de Sub-Transmisión

Región 7 Trujillo CADAFE en Neplan 27

4 PROYECCIÓN DE DEMANDA Y ESCENARIOS DE ESTUDIO 32 4.1. Proyección de demanda 32 4.1.1. Proyección de demanda en las Subestaciones 34 4.2. Casos de estudio 49

4.2.1. Comportamiento del sistema sin la carga de la subestación Monay 49 4.2.2. Comportamiento del sistema sin la carga de la subestación Cemento

Andino 49

4.2.3. Comportamiento del sistema sin la carga de las subestaciones Cemento Andino y Monay

50

4.2.4. Comportamiento del sistema compensando la subestación Monay con 12 MVAR en la barra de 13,8 kV

51

4.2.5. Comportamiento del sistema compensando la subestación Monay con 12 MVAR en la barra de 13,8 kV y la barra de 6,6 kV de la subestación Cemento Andino

51

5 ANÁLISIS DE RESULTADOS 53 5.1. Análisis de resultados 53 5.1.1. Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8

en la subestación Valera II y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

53

5.1.2. Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8 en la subestación Cemento Andino y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

54

5.1.3. Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8 en la subestación Monay y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

55

5.2. Comparación de las mejoras en los perfiles de tensión con generación de 30 MW en Valera II, Monay y Cemento Andino

56

5.3. Porcentaje de carga de las líneas de 115 kV Valera II- Monay, Monay- Cemento Andino y Buena Vista- Caja Seca

57

5.3.1. Línea Valera II- Monay 58 5.3.2. Línea Monay- Cemento Andino 59 5.3.3. Línea Buena Vista- Caja Seca 61 5.4. Propuesta de generación con proyección de demanda a seis años 63 5.4.1. Propuesta de generación y compensación reactiva con proyección de

demanda a seis años 65

CONCLUSIONES 70 RECOMENDACIONES 72 REFERENCIAS 73

LISTA DE FIGURAS

Fig. pp. 2.1 El camino de la energía eléctrica desde su generación hasta el usuario 7 2.2 Circuito equivalente en T 9 2.3 Circuito equivalente en π 9 2.4 Balance de Potencia en la Barra i- ésima 14 3.1 Diagrama eléctrico del sistema 28

LISTA DE TABLAS

Tabla pp. 3.1 Resultados obtenidos de la simulación 29 3.2 Demandas máximas utilizadas para la simulación 30 4.1 Ejemplo de obtención de los parámetros para hacer una proyección lineal 33 4.2 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del

2009 en la S/E La Plata 34

4.3 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Valera II

35

4.4 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Timotes

36

4.5 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Jajó

37

4.6 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E La Puerta

37

4.7 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E San Jacinto

38

4.8 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E La Concepción

39

4.9 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Carache

39

4.10 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Trujillo

40

4.11 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Monay

40

4.12 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Boconó

41

4.13 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E San Rafael

41

4.14 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Jardín

42

4.15 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Agua Santa

42

4.16 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Sabana de Mendoza

43

4.17 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Isnotú

43

4.18 Tabla 4.18 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Valle Verde

44

4.19 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E El Jaguito

45

4.20 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Arapuey

45

4.21 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E Caja Seca

46

4.22 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E San Antonio

47

4.23 Proyección de demanda a seis años 48 4.24 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV sin la carga en la subestación Monay 49 4.25 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región sin la carga de la

empresa Cemento Andino 50

4.26 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región sin cargas en las subestaciones Monay y Cemento Andino

50

4.27 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región compensando la barra de 13,8 kV de la subestación Monay

51

4.28 Perfiles de tensión obtenidos al compensar los lados de baja tensión de las subestaciones Monay y Cemento Andino con 12 MVAR cada una

52

5.1 Perfiles de tensión con una generación de 30 MW en Valera II 54 5.2 Perfiles de tensión con generación en Cemento Andino 55 5.3 Perfiles de tensión con generación en Monay 55 5.4 Mejoras en los perfiles de tensión en 115 kV generando en Valera II 56 5.5 Mejoras en los perfiles de tensión generando en Cemento Andino 57 5.6 Mejoras en los perfiles de tensión generando en Monay 57 5.7 Información de la línea Valera II- Monay 58 5.8 Información de la línea Valera II- Monay al correr el flujo de carga actual. con

generación en Valera II, Cemento Andino y Monay 58

5.9 Porcentajes de carga de la línea Valera II- Monay 59 5.10 Información de la Línea Monay- Cemento Andino 60 5.11 Información de la línea Monay- Cemento Andino al correr el flujo de carga

actual. con generación en Valera II, Cemento Andino y Monay 60

5.12 Porcentajes de carga de la línea Monay- Cemento Andino 61 5.13 Información de la línea Buena Vista- Caja Seca 62 5.14 Información de la línea Buena Vista- Caja Seca al correr el flujo de carga actual.

con generación en Valera II, Cemento Andino y Monay 62

5.15 Porcentajes de carga de la línea Buena Vista- Caja Seca 63 5.16 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años y generación en

Valera II 64

5.17 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años con generación en Cemento Andino

64

5.18 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años con generación en Monay

65

5.19 Perfiles de tensión al generar en Valera II e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

66

5.20 Perfiles de tensión al generar en Monay e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

66

5.21 Perfiles de tensión al generar en Cemento Andino e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

67

5.22 Resumen de los aspectos más importantes de las propuestas 68

5.23 Continuación del resumen de los aspectos más importantes de las propuestas 69

1

INTRODUCCIÓN

La Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) está encargada de las actividades de

generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica y está

conformada por las siguientes empresas:

• Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA).

• Empresa Nacional de Generación, C.A. (ENAGER).

• Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN).

• Compañía de Administración y Fomento Eléctrico, S.A. (CADAFE).

• Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago, C.A. (ENELCO).

• Energía Eléctrica de Barquisimeto, S.A. (ENELBAR).

• Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA).

La empresa CADAFE es la empresa eléctrica más grande del país y cuenta con más de

tres millones de usuarios. Gracias a su labor funcionan empresas de gran importancia para

el desarrollo económico del país; también gracias al servicio prestado por CADAFE nos

llega la energía que consumimos en gran parte del territorio nacional como son: nuestros

hogares, hospitales, áreas de recreación, instituciones públicas y privadas, el alumbrado

público que es de gran importancia para generar un poco de seguridad. De esta manera

podemos decir que la energía eléctrica es de vital importancia para el desarrollo de las

actividades de la población en general.

La etapa de transmisión de la energía es el medio de enlace entre los consumidores y los

centros donde se genera, esto implica un intercambio de energía a lo largo del territorio

nacional. Dicha transmisión está compuesta básicamente por líneas de transmisión que son

las encargadas del transporte de la energía y las subestaciones que son los puntos de

2

entrada o salida de dichas líneas de transmisión; en las subestaciones están presentes los

transformadores de potencia encargados de elevar la tensión para la transmisión o de

reducirla para su consumo local.

La División de Sub- Transmisión Región 7 Trujillo de CADAFE está encargada de la

transmisión de la energía en el estado Trujillo interconectada al sistema nacional. Dicha

Región tiene a su cargo cinco Subestaciones con tensión de entrada de 115 KV las cuales

presentan bajos perfiles de tensión, siendo el caso más crítico en las Subestaciones Monay

y Caja Seca por lo que se ha requerido de un estudio de los perfiles de tensión de las líneas

Valera II- Monay y Buena Vista- Caja Seca.

El trabajo presentado a continuación está estructurado de la siguiente manera:

El Capítulo I contiene las generalidades las cuales son: el planteamiento del problema, la

justificación para la elaboración del trabajo, los objetivos que se quieren lograr y la

metodología a utilizar.

El Capítulo II contiene el marco teórico donde se describen los conceptos a utilizar durante

el desarrollo del trabajo.

En el Capítulo III se hace una descripción de cómo está conformada la Región 7 Trujillo de

CADAFE y se muestra una simulación de la situación actual a través del software

NEPLAN.

En el Capítulo IV se realiza una proyección de la demanda a todas las subestaciones que

están a cargo de la empresa para simular el sistema en un futuro, en este capítulo también

se plantean diferentes casos de estudio para la solución del problema y por último en el

Capítulo V se analizan las propuestas hechas.

3

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

En este capítulo se revisarán las generalidades del trabajo como son: el planteamiento

del problema, la justificación, los objetivos tanto generales como específicos y la

metodología a seguir.

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La División de Sub- Transmisión Región 7 Trujillo de CADAFE tiene la responsabilidad

de velar por el buen funcionamiento de la transmisión de la energía eléctrica a niveles de

tensión tanto de 115 KV como de 34,5 KV por lo que allí se encargan de atender las

subestaciones con dichos niveles de tensión.

En la actualidad se están registrando bajos niveles de tensión en las Subestaciones de

115 KV (Valera II, Valera I, Trujillo, Caja Seca y Monay), siendo estos más críticos en las

Subestaciones Monay y Caja Seca.

La Subestación Monay alimenta la planta Cemento Andino la cual es de gran

importancia para el desarrollo del occidente del país y para la empresa CADAFE

representa un cliente de gran importancia, los bajos niveles de tensión que allí se presentan

han ocasionado interrupciones en la producción. Por otra parte la Subestación Caja Seca

tiene la misión de alimentar diferentes tipos de cargas de igual importancia; debido a que

en esta S/E también se han presentado niveles de tensión muy bajos, las cargas que de ella

se alimentan también han sufrido pérdidas y desmejoras en su funcionamiento.

4

Por lo anteriormente expuesto la empresa tiene la necesidad de hacer un estudio en los

perfiles de tensión en las líneas de 115 KV de Valera II- Monay y Buena Vista- Caja Seca

para prestar un mejor servicio a sus clientes.

1.2. JUSTIFICACIÓN

Se tiene previsto estudiar los perfiles de tensión de dos líneas de transmisión simple terna

de 115 kV, una de ellas es la línea Valera II- Monay- Cemento Andino que alimenta la

planta Cemento Andino que es de gran importancia para el desarrollo del occidente del

país, la cual en los actuales momentos esta línea arroja bajos niveles de tensión a esta

planta ocasionándoles interrupciones continuas y pérdidas en su producción. También se

tiene previsto el estudio de la línea de 115 kV Buena Vista- Caja Seca ya que el desarrollo

agrícola, pecuario y petrolero en la zona ha ocurrido aceleradamente y no ha sido previsto

por la empresa CADAFE, por lo cual impacta considerablemente a la producción de este

sector.

1.3. OBJETIVOS

1.3.1. General

Realizar un estudio de los perfiles de tensión en las líneas de 115 KV (Buena Vista- Caja

Seca y Valera II- Monay).

1.3.2. Específicos

• Realizar levantamiento de la data actualizada para la red Occidental.

• Sintonizar el flujo de carga a la data obtenida.

5

• Identificar los escenarios de estudio para el análisis de la caída de tensión

considerando una estimación de demanda.

• Estudiar la caída de tensión en la línea de 115 KV Buena Vista- Caja Seca.

• Estudiar la caída de tensión en la línea de 115 KV Valera II- Monay.

• Realizar simulaciones para los estudios de los perfiles de tensión.

• Presentar propuestas para mejorar las caídas de tensión en las líneas estudiadas.

1.4. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

La metodología a seguir en este trabajo será de campo ya que se basará en la recopilación

de datos e información provenientes de las áreas de estudio.

Para el estudio de los perfiles de tensión en las líneas de 115 kV (Buena Vista- Caja

Seca y Valera II- Monay) se siguieron una serie de actividades las cuales consisten en:

• Recopilación de las mediciones en las barras de 115 KV en las Subestaciones

Monay y Caja Seca.

• Búsqueda de las demandas en las diferentes subestaciones de las que se encarga la

División de Sub- Transmisión Región 7 Trujillo CADAFE para usarlas en la

simulación del flujo de carga del sistema.

• Realizar una proyección de demanda en el sistema.

• Simular un flujo de carga con la proyección y presentar propuestas que mejorarían

los perfiles de tensión en las líneas estudiadas.

• Análisis de resultados.

6

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

Este capítulo consta de la descripción de los conceptos relacionados con el desarrollo

del trabajo para así facilitar el entendimiento del mismo en los capítulos posteriores.

2.1. El sistema de energía eléctrica

Diariamente, cuando encendemos cualquier aparato ó dispositivo eléctrico: bombillos,

licuadora, televisor, etc., participamos del consumo de energía. Esta llega a nuestros

hogares, mediante una red de conexiones eléctricas que permiten el transporte, desde el

lugar donde se genera hasta los tomacorrientes de cada hogar o usuario de cualquier índole:

comercial, industrial, etc. [Briceño, 1995].

Las compañías de electricidad, son las encargadas de: generar, transmitir y distribuir la

energía eléctrica. La compañía es responsable del servicio hasta el lugar de medición, a

partir de este punto, la responsabilidad corre a cargo del usuario. En la figura 1.1 se ilustra

esquemáticamente este proceso. [Briceño, 1995].

7

Figura 2.1. El camino de la energía eléctrica desde su generación hasta el usuario

2.2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Las líneas de transmisión son los elementos más comunes para transportar la energía

eléctrica desde donde se genera hasta los centros de consumo; estas líneas están

compuestas por los conductores eléctricos los cuales van sobre unas torres metálicas por

medio de aisladores. También están compuestas por cables de guarda los cuales se

encargan de proteger a los conductores de descargas atmosféricas. Estas líneas van

conectadas a través de nodos que físicamente son las subestaciones.

2.2.1. Parámetros de las líneas de transmisión

Las líneas de transmisión tienen un modelo matemático el cual ayuda a establecer una

relación entre el voltaje, corriente y potencia en los extremos de las líneas (Subestaciones).

Estos parámetros que conforman el modelo matemático son:

• La impedancia serie.

• La admitancia en paralelo.

Impedancia serie (producto de la impedancia por unidad de longitud por la longitud total

de la línea): está compuesta por el parámetro resistivo y el parámetro inductivo ambos

conectados en serie.

8

Resistencia: la resistencia de un conductor está dada en función de varios parámetros como

son; el material, la geometría, la longitud y la temperatura. La resistencia es la causante de

las pérdidas de potencia en la transmisión ya que están dadas por la siguiente ecuación

P=I²*R (2.1)

Donde I representa la corriente que fluye por el conductor y R la resistencia del mismo.

La inductancia representa la energía almacenada en el campo magnético ya que las

corrientes en la línea están acompañadas de este. La reactancia correspondiente a la

inductancia XL=wL es la parte dominante en la impedancia serie, la cual determina la

capacidad de transmitir y la caída de tensión en la línea de transmisión.

Admitancia en paralelo (producto de la admitancia por unidad de longitud por la longitud

total de la línea): está compuesta por la conductancia y la capacitancia expresada en

términos de la suceptancia capacitiva Bc, aquí solo se toma en cuenta el parámetro

capacitivo ya que la conductancia se desprecia por estar relacionada con las corrientes de

fuga que describen una trayectoria de las fases a tierra. Estas corrientes fluyen del aislador

a la torre por lo tanto dependen de la eficiencia del aislador, a su vez esta eficiencia

depende en gran parte de las condiciones ambientales como: la temperatura, la humedad,

salinidad, contaminación entre otros. Por esta razón se desprecia este parámetro ya que

obtener un modelo matemático que lo represente resulta difícil, también se desprecian estas

corrientes porque representan un porcentaje pequeño respecto a las corrientes nominales de

la línea.

La capacitancia en una medida de la energía almacenada en el campo eléctrico originado

por la diferencia de potencial de la línea.

9

2.2.2. Circuitos equivalentes de las líneas de transmisión

Los circuitos más comunes para representar una línea de transmisión son el circuito en T y

el circuito en π. Ellos deben su nombre a la disposición de los elementos que los

componen, como se puede observar en las figuras 2.2 y 2.3.

Figura 2.2. Circuito equivalente en T. (Briceño, 1995).

Figura 2.3. Circuito equivalente en π. (Briceño, 1995).

En la solución de los problemas en sistemas de potencia de los dos circuitos se prefiere

el uso del circuito π para evitar el nodo ficticio F que introduce el circuito equivalente en

T. Este nodo ficticio se añadiría a los nodos existentes en el sistema incrementando su

número. Además de los problemas subsiguientes al tener que diferenciarlos de los nodos

reales. (Briceño, 1995).

10

Al aplicar las leyes de Kirchoff se obtienen las siguientes ecuaciones para los circuitos

equivalentes las cuales relacionan los parámetros de entrada y salida:

Circuito en T:

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.5)

(2.6)

(2.7)

(2.8)

Donde:

Impedancia serie de secuencia positiva por unidad de longitud

Admitancia paralelo de secuencia positiva por unidad de longitud

Impedancia característica de la línea de transmisión

Constante de propagación

Longitud total de la línea

11

Circuito en π:

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

2.2.3 Relaciones de potencia en una línea de transmisión

La potencia activa en el extremo emisor es mayor que la potencia activa en el extremo

receptor esto debido a la potencia que se pierde a lo largo de la línea de transmisión la cual

es causada por la resistencia del conductor, esto no ocurre con la potencia reactiva ya que

esta depende del consumo reactivo de la línea. Existe un consumo en el elemento Zπ y una

generación en los elementos Yπ, por lo tanto es posible que bajo algunas condiciones de

carga y dependiendo del voltaje y la longitud de la línea que la potencia reactiva sea mayor

en el extremo receptor que la del extremo emisor debido al aporte reactivo de la línea.

La potencia reactiva generada por la línea debe ser consumida por algún elemento

conectado a la misma. Si el extremo emisor está conectado a una central generadora, la

proporción de potencia reactiva generada por la línea que se encuentra disponible en el

extremo emisor debe ser absorbida por los generadores. Esto puede implicar la operación

subexcitada de los mismos para controlar el voltaje en el emisor a un valor determinado.

12

En caso que los generadores no puedan absorber toda la potencia reactiva que llega de la

línea, deben tomarse medidas para contrarrestar este efecto como por ejemplo la conexión

de inductancias (reactores). Es decir se debe compensar la línea de transmisión para

consumir el excedente de potencia reactiva que pueda generarse en la línea bajo ciertas

condiciones de operación. (Briceño, 1995).

Cuando la carga conectada es de tal magnitud que la línea de transmisión consume

reactivos se puede llegar al caso de exceder al punto de operación recomendado desde el

punto de vista de estabilidad, o el voltaje en el receptor puede caer por debajo de los

valores requeridos para una operación satisfactoria. Aquí se requiere también de

compensación de la línea de transmisión, pero a diferencia del caso anterior se necesita

suplir la potencia reactiva requerida por la línea y la carga y/o reducir el valor de Zπ en

términos del circuito equivalente en π. (Briceño, 1995).

2.2.4 Compensación en una línea de transmisión

Tener un sistema ideal de compensación es importante por las siguientes razones:

• Ayuda a mantener el perfil de tensiones dentro de los márgenes permitidos.

• Mejora la estabilidad del sistema incrementando la máxima potencia activa

transmitida.

• Provee un medio económico para llenar las exigencias de potencia reactiva

consumida o generada por la línea.

2.2.5 Compensación paralelo

Cuando las líneas están sometidas a grandes cargas que producen fuertes caídas de tensión,

se utiliza la compensación en paralelo con capacitores que suministran la potencia reactiva

necesaria para mantener la tensión del extremo receptor.

13

2.3. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Son utilizadas para transformar los niveles de tensión, cerca de las centrales generadoras se

encuentran las subestaciones elevadoras para elevar las tensiones de salidas de los

generadores y así transmitir la energía a través de las líneas de transmisión. Las

subestaciones reductoras se encuentran cerca de las poblaciones y centros de consumo,

estas reducen la tensión a niveles aptos para su uso.

2.4. FLUJO DE CARGA

El problema a resolver con los análisis de flujo de carga consiste en determinar el perfil de

voltaje del sistema de potencia, es decir, el cálculo de la tensiones asociadas a las

diferentes barras a lo largo del mismo, la distribución de la potencia activa y reactiva en los

diferentes circuitos de transmisión y distribución del sistema para evaluar las pérdidas, la

carga y el nivel de utilización de dichos circuitos, así como también proponer y planificar

cambios en un sistema existente, tales como: (Mora, 2005)

• Nuevos sitios de generación

• Estimación del crecimiento de la carga

• Nuevas localizaciones de líneas de transmisión

• Evaluación de contingencias en el sistema

La formulación matemática del problema de flujo de carga para determinar el estado del

sistema resulta en un sistema de ecuaciones no lineales ya que las cargas son representadas

por potencias y no por impedancias así como el generador es visto como una fuente de

potencia, debido a esta alinealidad la solución del sistema de ecuaciones está basada en

técnicas iterativas

14

Los métodos numéricos iterativos, son métodos que realizan la aproximación de un

problema a través de una sucesión infinita de aproximaciones que deben converger a un

valor único que es la solución del problema. (Rodríguez, 1996).

2.4.1. Formulación básica del problema del flujo de carga

De la figura 2.4, haciendo un balance de potencia se tiene:

(2.9)

Donde:

Potencia neta inyectada en la barra i-ésima

Potencia activa neta inyectada

Potencia reactiva neta inyectada

Potencia activa generada

Potencia reactiva generada

Potencia activa absorbida por la carga

Potencia reactiva absorbida por la carga

Potencia compleja transmitida desde la barra i-ésima

Figura 2.4. Balance de Potencia en la Barra i-ésima. (Mora, 2005).

15

2.4.2. Clasificación de las barras para resolver el flujo de carga

En un sistema de potencia están presentes los siguientes tipos de barras:

• Barras PQ: en este tipo de barras se conocen la potencia activa y la potencia

reactiva en la barra y las incógnitas que se desean encontrar con el flujo de carga

son el módulo y el ángulo del voltaje. Estas barras también son conocidas como

barras de carga.

Parámetros especificados: sp

isp

i QP ,

Parámetros desconocidos: iiV θ,

• Barras PV: en este tipo de barras normalmente se especifica la potencia activa y el

módulo del voltaje, las incógnitas de este tipo de barras son el ángulo de la tensión

y la potencia reactiva total inyectada a la barra. Estas barras también son conocidas

como barra de generación.


isp

i VP ,

Parámetros desconocidos: iiQ θ,

• Barra de referencia ó de compensación: en esta barra se especifica la tensión y el

módulo de la tensión. La generación de la barra de referencia suministra las

pérdidas de la red ya que estás se conocerán cuando se complete el cálculo de las

corrientes.


isp

i V,θ

Parámetros desconocidos: ii QP,

16

2.4.3. Criterio de convergencia

Se calculan los errores en las potencias complejas en cada barra:

∑=

∗∗∗⋅−+=−=

n

ikki

spi

spiii

spii VYVjQPIVSS

1

∆ (2.18)

En forma desacoplada se obtiene:

∑

∑

=

=

−−=

+−=

n

kkikikikiki

spii

n

kkikikikiki

spii

VBsenGVQQ

VsenBGVPP

1

1

)θcosθ(∆

)θθcos(∆

(2.19)

En general, como criterio de convergencia se aplica:

3

3

∆ ε (10 ) para las barras PQ y PV

∆ ε (10 ) para las barras PQi

i

P

Q

−

−

≤

≤ (2.20)

Donde ε representa la tolerancia, para la cual se utiliza un valor de .

2.4.4 Método de Newton Raphson utilizado para la solución de flujo de carga

La forma más conveniente y ampliamente usada es la representada por las ecuaciones

(2.16) y (2.17), en las cuales la potencia activa y reactiva neta inyectada en las barras del

sistema, son expresadas en forma desacopladas en función del ángulo y la magnitud de las

tensiones en las barras; es decir, como:

),(

),(

VQQ

VPP

ispi

isp

i

θ

θ

=

= (2.21)

El conjunto de ecuaciones no-lineales, dado en (2.21), puede ser linealizado alrededor

del punto de operación y expresado como un sistema de ecuaciones lineales en diferencias

finitas, tal como se muestra a continuación:

17

k

n

k k

ik

n

k k

ii

k

n

k k

ik

n

k k

ii

VV

QQQ

VV

PPP

∆∂∂+∆

∂∂=∆

∆∂∂+∆

∂∂=∆

∑∑

∑∑

==

==

11

11

θθ

θθ

(2.22)

iP∆ y iQ∆ representan físicamente la diferencia entre el valor especificado de iP y iQ

y sus valores calculados, es decir, los errores en las potencias activa y reactiva en las diferentes barras del sistema de potencia.

Las ecuaciones obtenidas anteriormente son lineales y pueden ser expresadas en la forma

matricial siguiente:

∆

∆⋅

=

∆

∆

V

J

Q

P θ (2.24)

Donde:

∆

∆

Q

P

= Vector error

∆

∆

V

θ= Vector corrección

[ ]J = Matriz Jacobiana

Los errores de potencia en las diferentes barras del sistema, pueden ser determinados a

partir de:

18

• Para las barras P.Q:

∑

∑

=

=

−−=

+−=

n

kkikikikiki

spii

n

kkikikikiki

spii

VBsenGVQQ

VsenBGVPP

1

1

)θcosθ(∆

)θθcos(∆

(2.25)

• Para las barras P.V:

∑=

+−=n

kkikikikiki

spii VsenBGVPP

1

)θθcos(∆ (2.26)

• Para la barra de referencia no es requerida ninguna ecuación

La ecuación (2.24), puede escribirse de la siguiente manera:

P H N

Q J L V

θ∆ ∆ = ⋅ ∆ ∆

(2.27)

Los elementos de cada una de las sub-matrices en que ha sido dividido la matriz Jacobiana,

son obtenidas a partir de:

Sí:

ikkik

ikiik

ikkik

ikiik

sen

consen

sen

sen

θθθθθθθθθθθθ

cos/

/

/cos

/cos

−=∂∂=∂∂=∂∂

−=∂∂

(2.28)

19

Se obtiene:

∑

∑

≠=

≠=

++=∂∂=

−=∂∂=

−−=+−=∂∂=

n

ikk

kikikikikiiii

iii

kikikikikik

iik

iiispi

n

ikk

kikikikikii

iii

VsenBGGxVV

PN

VBsenGVP

H

xBVQVBsenGVP

H

1

´

2

1

)θθcos(2

)θcosθ(θ

)θcosθ(θ

)θcosθ(V

)θcosθ(2

)θθcos(θ

)θθcos(θ

)θθcos(V

´

1

´

2

1

´

ikikikikik

iik

n

ikk

kikikikikiiii

iii

kikikikikik

iik

iiisp

i

n

ikk

kikikikikii

iii

ikikikikik

iik

BsenGVQ

L

VBsenGBxVV

QL

VsenBGVQ

J

xGVPVsenBGVQ

J

senBGVP

N

−=∂∂=

−+−=∂∂=

+−=∂∂=

−=+=∂∂=

+=∂∂=

∑

∑

≠=

≠=

(2.29)

A los fines de obtener una matriz jacobiana más simple y simétrica, conservando la

misma identidad, los términos N´ y L´ deben ser multiplicados por la magnitud del voltaje

y las correcciones de la magnitud de los voltajes divididos por el mismo factor, es decir:

P P V V

V N V V NV V V VQ Q V V

V L V V LV V V V

∂ ∂ ∆ ∆⋅ ∆ = ⋅∆ = ⋅ =∂ ∂∂ ∂ ∆ ∆⋅ ∆ = ⋅∆ = ⋅ =∂ ∂

(2.30)

Así los nuevos términos N y L son determinados a partir de:

20

kikikikikik

ikik

n

ikk

iiisp

ikikikikikiiiii

iiii

VsenBGVP

VN

xGVPVsenBGVGxVV

PVN

)cos(V

)cos(21

22

θθ

θθ

+=∂∂

=

+=++=∂∂

= ∑≠=

∑≠=

−=−+−=∂∂

=n

ikk

iiispikikikikikiiii

i

iiii xBVQVBsenGVBxV

V

QVL

1

22 )cos(2 θθ (2.31)

ikkikikikikik

ikik HVBsenGV

QVL =−=

∂∂

= )cos(V

θθ

Ahora, las correcciones son representadas por las variables VVy ∆∆θ y por lo tanto,

la ecuación (2.27) puede ser escrita como:

'

'

P H N

Q J L V V

θ ∆ ∆ = ⋅ ∆ ∆

(2.32)

Las ecuaciones anteriores pueden ser utilizadas para determinar, en forma iterativa, el

voltaje complejo en las diferentes barras de un sistema de potencia a partir de un conjunto

arbitrario de valores iniciales. Para la barra de referencia o de compensación el voltaje

complejo es conocido. Para todas las barras de carga, ii QyP ∆∆ son calculados. En las

barras de generación, la potencia reactiva, no es especificada pero sus límites son

conocidos. Si el valor calculado permanece dentro de sus límites, solamente se calcula

iP∆ . En el caso en que el valor calculado cruce los límites, entonces el límite

correspondiente se asume como el valor especificado y iQ∆ es, entonces, calculado

restando al valor límite el valor de iQ calculado. Así, si en la iteración n-ésima, del

proceso iterativo, nn Vyθ representan una buena aproximación a la solución exacta,

** Vyθ , una mejor aproximación podrá ser obtenida en la iteración n+1, a partir:

21

• Para las barras de carga:

)1(11

11

++

++

∆+=

∆+=nnn

nnn

VVVV

θθθ (2.33)

• Para las barras de generación:

11 ++ ∆+= nnn θθθ (2.34)

Donde 11 ++ ∆∆

nni V

Vyθ representan las correcciones de los ángulos y la magnitud del

voltaje.

22

CAPÍTULO III

SITUACIÓN ACTUAL

En este capítulo se realiza una descripción de cómo está estructurada eléctricamente la

Región 7 Trujillo de CADAFE, aquí también se realizarán simulaciones a través del

NEPLAN, se correrá un flujo de carga con las demandas actuales para analizar los

problemas existentes en las líneas de 115 kV.

3.1. DESCRIPCIÓN DEL DIAGRAMA UNIFILAR

La Región 7 Trujillo de CADAFE está compuesta por 22 Subestaciones.

3.1.1. Subestación de 230 kV

La S/E Buena Vista está alimentada con 230 kV por la S/E Las Morochas, Planta Páez y

S/E El Vigía; esta S/E cuenta con dos autotransformadores reductores (230/115kV) con

una capacidad nominal c/u de 100 MVA. De la barra de 115 kV salen cinco líneas de

transmisión que alimentan a las S/E: Valera II, Valera I (La Plata), Trujillo, Caja Seca y

actualmente se está construyendo la línea Buena Vista- Sabana de Mendoza.

Esta S/E también cuenta con un transformador reductor de 115/34,5 kV con una

capacidad nominal de 20 MVA de donde sale una línea de 34,5 kV con una longitud de

1,5 km hacia la S/E Valle Verde. La S/E Valle Verde cuenta con un transformador de

34,5/13,8 kV con una capacidad de 10 MVA de donde se alimentan cuatro circuitos: La

Ceiba, San Luis, Tres de Febrero y Santa Clara.

23

3.1.2. Subestaciones alimentadas a 115 kV

• Subestación Valera II

La S/E Valera II está alimentada por líneas provenientes de: S/E San Lorenzo, Planta Páez

y Buena Vista. Esta S/E cuenta con tres transformadores de 115/13,8 kV con capacidades

de 16, 20 y 36 MVA, los cuales alimentan los siguientes circuitos:

a. El transformador con capacidad de 16 MVA alimenta los circuitos: La Floresta,

Santo Domingo, Las Palmas e Hidroandes.

b. El transformador de 20 MVA de potencia instalada alimenta los circuitos: Las

Palmas, Escuque, Las Acacias y El Country. La barra de 13,8kV de este

transformador está compensada con 12 MVAR.

c. El transformador de 36 MVA nominales alimenta los circuitos: La Cruz, Hospital,

Motatán II y Aminta.

En la S/E Valera II también hay dos transformadores que reducen la tensión de 115 a

34,5 kV; cada transformador tiene una capacidad nominal de 20 MVA los cuales alimentan

a las S/E de 34,5/13,8 kV de: Timotes, Sabana de Mendoza, Jajó, La Puerta e Isnotú.

• La S/E Timotes: cuenta con dos transformadores los cuales tienen cada uno una

capacidad instalada de 5 MVA de donde se alimentan los circuitos: Timotes, La

Venta y La Mesa.

• Subestación Sabana de Mendoza: en esta S/E hay dos transformadores con igual

capacidad nominal instalada de 10 MVA que sirven para alimentar los siguientes

circuitos: Dividive I, Betijoque, Sabana de Mendoza, Buena Vista, El Horcón y

Valmore. Esta S/E tiene dos bancos de capacitores de 1,8 MVAR c/u que

compensan la barra de 13,8 kV.

24

• Subestación Jajó: aquí hay dos transformadores, el primero cuenta con una

potencia de 2,65 MVA para alimentar el circuito Jajó, y el segundo de ellos es de

2,5 MVA dispuestos para el circuito Tuñame.

• Subestación La Puerta: esta S/E tiene un transformador de 10 MVA para

alimentar los circuitos La Puerta y Momboy.

• Subestación Isnotú: está subestación cuenta con un transformador de 5 MVA que

alimenta los circuitos: La Amarilla, Isnotú y Rafael Rangel.

• Subestación Valera I (La Plata): esta subestación está alimentada por dos líneas

de 115 kV provenientes de las subestaciones Buena Vista y Valera II. Esta S/E

tiene dos transformadores con relación de transformación 115/13,8 kV con

capacidades nominales de 16 MVA y 30 MVA dispuestos para alimentar los

siguientes circuitos:

a. El transformador de 16 MVA alimenta los circuitos: El Milagro, Valera II y

El Amparo.

b. El transformador de 30 MVA alimenta los circuitos: Zona Industrial, Motatán,

Nudo Panamericano, Favianca, Valera I, El Cumbe y Carvajal. En el lado de

13,8 kV de este transformador hay una compensación reactiva de 12 MVAR.

En la S/E Valera hay un transformador con relación de transformación 115/34,5 kV con

una capacidad de 30 MVA de donde se alimentan las S/E: San Jacinto, Agua Santa, El

Jaguito y La Concepción.

• Subestación San Jacinto: esta S/E tiene un transformador con una capacidad

nominal de 5 MVA para alimentar los circuitos: San Lázaro y Trujillo II.

25

• Subestación Agua Santa: cuenta con un transformador con capacidad nominal de

6,65 MVA destinado para alimentar los circuitos: Agua Viva, Los Negros,

Dividive II y Zona Industrial.

• Subestación El Jaguito: subestación que cuenta con dos transformadores, uno de

ellos con capacidad de 2,5 MVA que alimenta el circuito El Jaguito y el otro tiene

una capacidad de 5 MVA encargado de alimentar los circuitos El Gallo y

Araguaney.

• Subestación La Concepción: está subestación tiene dos transformadores con

potencia de 10 MVA c/u destinados para alimentar los circuitos: La Villa. Segovia,

Pampanito, El Valle y Pampán. En la barra de 13,8 kV de estos transformadores

hay una compensación reactiva de 1,8 MVAR.

• Subestación Trujillo: la subestación Trujillo está alimentada a través de dos líneas

de 115 kV provenientes de las subestaciones Buena Vista y Valera II; allí hay un

transformador con relación de transformación 115/13,8 kV con una potencia de

20 MVA destinada para alimentar los circuitos: Santa Ana, Tomás Torres,

Estadium y Rivas Dávila. En la barra de 13,8 kV existe una compensación reactiva

de 6 MVAR.

En la subestación Trujillo también hay un transformador de 115/34,5 kV con capacidad

de 36 MVA con los que se alimentan las subestaciones: San Rafael, Boconó, Carache y

Jardín.

• Subestación San Rafael: esta subestación tiene un transformador con una

capacidad nominal de 2,5 MVA para alimentar los circuitos San Rafael y Burbusay.

26

• Subestación Boconó: esta subestación cuenta con un transformador de 10 MVA de

donde se alimentan los circuitos: Boconó, Campo Elías, Niquitao y Díaz.

• Subestación Carache: esta es una subestación encargada de alimentar los

circuitos: La Playa, La Cuchilla y Carache para lo cual cuenta con un transformador

que tiene una capacidad de 5 MVA.

• Subestación Jardín: esta subestación actualmente cuenta con un transformador de

10 MVA para alimentar los circuitos: Jardín, Guaramacal y Miticún. A está

subestación se le está haciendo una ampliación para colocar un transformador

adicional con una capacidad de 5 MVA para alimentar el circuito Jardín 2 y dejar

una reserva para un eventual crecimiento en la demanda.

• Subestación Caja Seca: la subestación Caja Seca está alimentada por una línea

que proviene de la subestación Buena Vista, en esta subestación hay tres

transformadores con relación de transformación 115/13,8 kV, cada uno tiene una

potencia nominal de 16 MVA, dos de estos transformadores están en paralelo

alimentando los circuitos: Bobures, La Conquista, Batey, Quebradón I, Torondoy;

además cuenta con cuatro circuitos de reserva y una compensación reactiva de 6

MVAR. Mientras que el tercer transformador está encargado de la alimentación de

los circuitos: Caja Seca, Inlatoca, Capiu y uno de reserva.

En la subestación Caja Seca también hay un transformador con relación de

transformación 115/34,5 kV y potencia nominal de 30 MVA de donde se alimentan las

subestaciones: Arapuey, San Antonio y Central Venezuela.

• Subestación Arapuey: encargada de alimentar los circuitos de: Buena Vista II,

Arapuey y Palmira por medio de un transformador con 10 MVA de potencia.

27

• Subestación San Antonio: esta subestación tiene dos transformadores, uno de ellos

con potencia de 5 MVA de donde se alimentan los circuitos: San Antonio y

Quebradón II. Mientras que el otro transformador tiene una capacidad de 10 MVA

y alimenta los circuitos: Tucanizón y El Pino.

• Subestación Central Venezuela: esta subestación es privada por lo que no es

atendida por la empresa CADAFE por lo que no se tiene información alguna.

• Subestación Monay: la subestación Monay está alimentada por una línea de

115 kV proveniente de la subestación Valera II, allí hay un transformador reductor

de 115/13,8 kV con potencia nominal 20 MVA para alimentar los circuitos:

Monay I, Monay II, Torococo, El Paradero, Cuícas, Batatillo y un circuito de

reserva.

• Subestación Cemento Andino: está subestación está alimentada con una línea de

115 KV proveniente de la subestación Monay, allí hay dos transformadores

reductores de 115/6,6 KV y cada uno tiene una potencia nominal de 16 MVA para

alimentar la planta cementera del mismo nombre.

3.2. SIMULACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ATENDIDO POR LA

DIVISIÓN DE SUB-TRANSMISIÓN REGIÓN 7 TRUJILLO CADAFE

EN NEPLAN

A continuación se indica en la figura 3.1 la simulación hecha con el software Neplan donde

se muestran los flujos de carga y los perfiles de tensión en las Subestaciones de 115 kV y

34,5 kV pertenecientes a la división de Sub-Transmisión Región 7 Trujillo.

28

Figura 3.1. Diagrama eléctrico del sistema

En la tabla 3.1 se pueden observar los resultados obtenidos en la simulación

29

Tabla 3.1. Resultados obtenidos de la simulación

Nodo U u Ángulo V P Carga Q Carga

Subestación Nombre kV % ° MW MVar

Monay 13,8 M2 11,269 81,66 -8 16,686 8,081

Sabana de Mendoza S.M 13,172 95,45 -5,5 3,825 1,852

La Puerta lp2 13,745 99,6 -4,1 2,84 0,44

Caja Seca 34,5KV cs 29,001 84,06 -7,2 0 0

Monay 115KV Monay 95,795 83,3 -5,9 0 0

Valera II 13,8KV V22 12,08 87,54 -3,7 18,441 8,9

Arapuey 34,5KV Ar 26,781 77,63 -9,1 0 0

Trujillo 34.5KV T34,5 32,647 94,63 -4,2 0 0

Cemento Andino C.Andino 95,463 83,01 -6,1 16 7,8

Caja Seca 115KV C.Seca 98,01 85,23 -5,9 0 0

Timotes 34,5KV TI1 29,998 86,95 -9,8 0 0

Jardín 34,5 KV J1 32,67 94,7 -4,2 0 0

Valera II 13,8KV V32 12,101 87,69 -3,6 13,806 6,6

Arapuey 13,8KV Ar2 10,546 76,42 -10,8 5,805 2,8

Timotes 13,8KV Ti2 11,944 86,55 -10,3 4,664 1,98

Jardín 13,8KV J2 13,068 94,7 -4,2 0 0

Valera I 34,5KV p34.5 32,846 95,21 -3,9 0 0

Agua Santa 34,5KV AS1 30,668 88,89 -5,6 0 0

Agua Santa 13,8KV AS2 12,168 88,17 -6,5 3,915 1,896

San Rafael 34,5KV Sr1 29,291 84,9 -8,4 0 0

San Antonio 34,5KV S.A 24,351 70,58 -11,6 0 0

Buena Vista 230KV B. Vista 207 90 0 100,445 4,425

Caja Seca 13,8KV Cs1 11,753 85,16 -5,9 22,78 11

San Rafael 13,8KV Sr2 11,658 84,48 -8,8 1,53 0,741

SanJacinto 34,5KV SJ1 32,153 93,2 -4,8 0 0

Trujillo 13,8KV T2 11,946 86,57 -5 11,898 5,76

San Antonio 13,8KV S.A2 9,557 69,25 -13,5 4,212 2,03

Boconó 34,5KV B1 27,784 80,53 -10,7 0 0

Buena Vista 115KV B. Vista 115 104,15 90,56 -2,3 0 0

Boconó 13,8KV B2 11,032 79,94 -11,3 8,199 3,9

San Jacinto 13,8KV SJ2 12,592 91,25 -7,1 2,151 1,042

Caja Seca 13,8KV Cs2 11,721 84,93 -6,3 7,71 3,2

Buena Vista 34,5KV Bv34,5 26,171 75,86 -3,7 0 0

San Antonio 13,8KV SA2 9,621 69,72 -13,1 4,5 1,8

Carache 34,5KV Ca1 27,245 78,97 -8,8 0 0

ValeraII 115KV Valera II 101,727 88,46 -2,6 0 0

La Concepción 34,5KV LC 28,779 83,42 -8,5 0 0

Valle Verde 34,5KV VV 25,911 75,1 -4 0 0

Valera I 13,8KV p1 12,142 87,98 -4,6 22,788 11

Valera I 115KV Valera I 101,547 88,3 -2,9 0 0

Trujillo 115KV Trujillo 100,716 87,58 -3,6 0 0

La Concepción 13,8KV LC13,8 11,503 83,36 -8,4 14,751 7,1

Valle Verde 13,8KV VV2 10,182 73,79 -5,8 3,051 1,47

Carache 13,8KV Ca2 10,821 78,41 -9,4 3,798 1,8

Valera II 13,8KV VII2 12,259 88,83 -4,6 14,382 6,96

Valera II 34,5KV V34,5 34,403 99,72 -4 0 0

Sabana de Mendoza 34,5KV SM 33,078 95,88 -5 0 0

La Puerta 34,5KV Lp 34,387 99,67 -4 0 0

Valle Verde 13,8KV vv3 10,226 74,1 -5,9 6,471 3,13

30

Tabla 3.2. Demandas máximas utilizadas para la simulación

Subestación Relación de transf. Cap. Nominal (MVA) Abr-09La Plata 115/13,8 KV 36 15,6

115/13,8 KV 30 25,32115/34,5 KV 30 24,06

Valera II 115/13,8 KV 36 20,49115/13,8 KV 16 15,98115/13,8 KV 20 15,34115/34,5 KV 20 18,29115/34,5 KV 20 18,29

Timotes 34,5/13,8 KV 5 2,2934,5/13,8 KV 5 2,78

Jajó 34,5/13,8 KV 2,5 1,0534,5/13,8 KV 2,5 1

La Puerta 34,5/13,8 KV 10 3,65San Jacinto 34,5/13,8 KV 5 2,39La Concepción 34,5/13,8 KV 10 6,45

34,5/13,8 KV 10 9,94Carache 34,5/13,8 KV 5 4,22Trujillo 115/13,8 KV 20 13,22

115/34,5 KV 36 30,06Monay 115/13,8 KV 20 18,54Boconó 34,5/13,8 KV 10 9,11San Rafael 34,5/13,8 KV 2,5 1,7Jardín 34,5/13,8 KV 10 6,72Agua Santa 34,5/13,8 KV 6,65 4,35Sabana de Mendoza 34,5/13,8 KV 10 4,25Isnotú 34,5/13,8 KV 5 3,63Valle Verde 34,5/13,8 KV 10 7,19

34,5/13,8 KV 5 3,39Buena Vista 115/34,5 KV 20 11El Jaguito 34,5/13,8 KV 5 2,95

34,5/13,8 KV 2,5 1,44Arapuey 34,5/13,8 KV 10 6,45Caja Seca 115/13,8 KV 16 12,26

115/13,8 KV 16 13,05115/13,8 KV 16 8,38115/34,5 KV 30 20,59

San Antonio 34,5/13,8 KV 5 4,6834,5/13,8 KV 10 4

31

De la tabla 3.1 se puede observar los niveles de tensión en las subestaciones atendidas

por la División de Sub- Transmisión Región 7 Trujillo, allí se aprecia como la tensión en la

Subestación Monay está por el orden de los 95 kV y en la Subestación Caja Seca por el

orden de los 98 kV razón por la cual estas representan las subestaciones donde hay

problemas de tensión en la zona.

La simulación fue hecha con las demandas máximas obtenidas en el mes de abril de

2009 las cuales fueron suministradas por la empresa y sus valores fueron mostrados en la

tabla 3.2.

32

CAPÍTULO IV

PROYECCIÓN DE DEMANDA Y ESCENARIOS DE ESTUDIO

En este capítulo se hace una proyección de la demanda para realizar una simulación del

sistema eléctrico en estudio en un futuro así como también se describen los escenarios que

serán objeto de análisis.

4.1. PROYECCIÓN DE DEMANDA

Para la proyección de la demanda se utilizaron como datos de muestras las demandas

máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 a excepción de algunas

subestaciones donde se indican los periodos correspondientes. Para esta proyección se

utilizó el método de los mínimos cuadrados el cual ajusta un conjunto de datos a una recta,

tal como se establece a continuación:

La ecuación de una proyección lineal es:

(4.1)

Donde:

(4.2)

(4.3)

33

N representa la cantidad de muestras utilizadas para el cálculo.

A continuación en la tabla 4.1 se muestran unas demandas para hacer un ejemplo de

cómo obtener los parámetros de las ecuaciones 4.1, 4.2 y 4.3. Para este ejemplo se utilizó

una cantidad de siete demandas conocidas para hacer la proyección

Tabla 4.1. Ejemplo de obtención de los parámetros para hacer una proyección lineal

Xi Yi Xi*Xi Yi*Xi

1 15 1 15

2 14,2 4 28,4

3 11,85 9 35,55

4 11,85 16 47,4

5 11,85 25 59,25

6 11,85 36 71,1

7 11,86 49 83,02

∑=

=7

1i

XiA (4.4)

∑=

=7

1i

YiB (4.5)

XiXiCi

*7

1∑

=

= (4.6)

YiXiDi

*7

1∑

=

= (4.7)

Donde Xi representa la cantidad de muestras disponibles para hacer la proyección y Yi el valor de demanda de cada muestra.

34

4.1.1. Proyección de demanda en las subestaciones

La proyección se hizo para un período de seis años en las subestaciones donde hay

transformadores de 115/13,8 KV y 34,5/13,8 KV.

Subestación La Plata: la tabla 4.2 muestra los datos de las demandas mensuales de los

años 2005, 2006, 2007, 2008 hasta Abril del 2009 en los transformadores para hacer la

proyección.

Tabla 4.2 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E La Plata

Año

2005 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept Octubre Noviemb Dic

14,04 13,82 13,94 14,14 12,2 15,48 14,15 14,19 14,63 15,28 14,71 15,09


14,83 14,98 15,55 15,17 15,29 16,05 16,13 15,91 14,89 15,17 15,53 16,25


14,98 14,69 13,34 14,36 15,06 15,21 14,04 14,59 14,55 14,07 15,84 15,17


15,73 15,76 26,58 24,32 23,73 18,19 17,34 18,14 18,85 16,34 16,2 15,42


15,32 15,2 15,26 15,6

Año


25,88 26,2 26,29 25,95 26,54 26,24 27,18 24,47 26,46 25,85 26,01 26,39


26,33 25,04 25,32 24,93 25,07 27,35 27,74 24,14 25,4 25,96 25,94 27,24


27 23,93 22,04 22,47 22,02 24,24 23,95 21,52 23,75 22,05 22,27 24,22


22,94 22,71 25,77 27,05 24,27 23,73 25,21 23,44 24,03 24,67 25,22 25,28


25,41 24,43 25,62 25,32

La Plata 115/13,8 kV 30

Mes

Mes

Cap. Nominal (MVA)

36

Subestación Relación de transformación Cap. Nominal (MVA)

Subestación

La Plata

Relación de transformación

115/13,8 kV

Subestación Valera II: la tabla 4.3 muestra los datos recabados mensualmente en los

transformadores de 115/13,8 kV en los años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009

que se utilizaron para hacer la proyección.

35

Tabla 4.3 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Valera II

Año


13,7 12,47 15,69 12,72 13,19 10,64 14,12 14,39 14,69 15,43 14,82 14,9


16,46 16,17 16,11 16,8 17,34 17,22 17,97 18,8 19,44 19,31 19,39 20,98


22,35 22,47 18,61 22,47 20,45 21,94 20,71 20,2 19,74 20,13 18,71 17,88


17,7 17,58 16,8 15,06 17,04 17,81 18,79 18,29 19,36 21,1 20,61 20,86


19,31 19,22 19,22 20,49

Año


14,93 14,9 14,81 13,85 13,87 14,03 14,12 13,65 13,96 14,19 13,99 14,41


14,09 14,44 15,05 15,01 15,11 15,13 14,98 15,43 15,35 15,15 15,35 15,36


13,05 11,87 14,21 14,5 14,4 14,44 15,3 14,84 14,93 14,38 15,14 14,62


14,23 14,56 15,64 15,73 15,16 16,13 15,34 15,58 15,11 15,32 15,3 15,19


15,27 14,89 14,89 15,98

Año


17,6 15,75 17,58 18,08 17,47 17,28 17,71 13,65 13,8 14,56 14,31 13,68


14,05 14,78 15,09 15,2 15,68 17,6 15,82 17,09 18,9 18,9 17 18,14


16,02 15,67 15,32 19,68 19,15 15,11 14,72 14,46 14,16 16,95 15,25 17,9


14,39 13,95 17,61 18,59 16,83 15,11 15,02 14,45 14,9 14,61 14,6 16,09


15,36 14,9 14,79 15,34


Valera II 115/13,8 kV 16

Mes



Mes



Mes

Subestación Timotes: la tabla 4.4 muestra los datos recabados mensualmente en los años

2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009 que se utilizaron para hacer la proyección.

36

Tabla 4.4 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Timotes

Año


2,42 2,2 2,46 2,49 2,44 2,51 2,56 2,7 2,51 2,47 2,58 2,95


2,67 2,66 2,58 3,03 2,32 2,72 2,72 2,63 2,33 2,72 2,84 2,94


2,89 2,87 2,27 2,2 2,25 2,17 2,34 2,12 2,27 2,37 2,37 2,85


2,5 2,29 2,36 2,41 2,28 2,5 2,33 2,51 2,44 2,51 2,52 2,51


2,87 2,87 2,29 2,29

Año


2,99 2,51 2,67 2,99 2,98 2,82 2,89 3,08 2,91 2,94 3,42 3,39


3,2 2,97 3,13 3,27 2,72 2,72 2,72 3,13 1,2 2,81 3,32 3,09


3,08 3,2 2,58 2,5 2,49 2,63 2,58 2,58 2,77 2,65 2,65 3


2,98 2,98 2,96 2,72 3,05 2,94 3 2,91 3,01 2,85 2,86 2,7


3,1 3,1 2,78 2,78

Timotes 34,5/13,8 kV 5

Mes



Timotes 34,5/13,8 kV 5

Mes

Subestación Jajó: la tabla 4.5 muestra los datos recabados mensualmente en los años 2005,

2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009 que se utilizaron para hacer la proyección.

37

Tabla 4.5 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E Jajó

Año


1,34 1,33 1,43 1,46 1,34 1,43 1,36 1,46 1,2 1,41 1,42 1,31


1,5 1,26 1,35 1,59 1,43 1,5 1,2 1,53 1,25 1,38 1,45 1,38


1,2 1 1,38 1,05 1,05 0,91 1,1 1,03 1,03 1,02 1,15 1,2


1,1 1,1 1 1,1 1,13 1,14 1,19 1,2 1,08 1,18 1,08 1,17


1,27 1,1 1,18 1,05

Año


0,98 0,9 1,07 1,08 1,09 1,05 1,08 1,15 1,22 1,24 1,24 1,34


1,15 0,99 0,97 1,19 1,06 1,27 1,13 1,29 1,04 1,02 1,38 1,55


1,3 1,28 1,2 1,65 1,65 1,87 1,84 1,64 1,65 1,78 1,85 1,82


1,74 1,68 1,83 1,83 1,72 1,72 1,12 1,8 1,22 1,85 1,2 1,89


1,33 1,27 1,37 1

Jajó 34,5/13,8 kV 2,5

Mes



Jajó 34,5/13,8 kV 2,5

Mes

Subestación La Puerta: la tabla 4.6 muestra los datos recabados mensualmente en los años


Tabla 4.6 Registro de demandas máximas mensuales desde el año 2005 hasta Abril del 2009 en la S/E La Puerta

Año


3,88 3,38 3,41 3,63 3,37 3,59 3,62 4,18 3,89 3,88 4,14 4,73


4,3 3,63 3,67 4,01 3,81 4,16 3,83 4,23 3,32 3,65 3,99 3,82


3,1 3,13 3,63 3,6 2,63 3,55 3 4,66 4,64 2,67 3,2 3,73


3,56 3,54 3,48 3,49 3,49 3,5 3,52 3,5 3,64 4,13 3,49 4


3,52 3,85 3,63 3,65

La Puerta 34,5/13,8 kV 10

Mes


38

Subestación San Jacinto: la tabla 4.7 muestra los datos recabados mensualmente desde

diciembre del año 2005 hasta junio del 2008 y diciembre del 2008 hasta abril del 2009 que

se utilizaron para hacer la proyección.

Tabla 4.7 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en

la S/E San Jacinto

Año


4,25


3,76 2,75 3,82 2,94 2,87 2,75 2,99 3 3,6 3,04 3,61 4,07


3,35 3,44 2,51 2,39 2,22 2,58 4 3 4,2 4,7 2,7 4,2


3,8 2,27 3,2 3,3 2,25 2,3 3,99


2,29 2,75 2,39 2,39


San Jacinto 34,5/13,8 kV 5

Mes

Subestación La Concepción: la tabla 4.8 muestra los datos recabados mensualmente en los

años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009 que se utilizaron para hacer la

proyección.

39

Tabla 4.8 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E La Concepción

Año


6,07 6,04 6,31 6,24 6,06 6,33 6,34 6,45 6,47 6,3 6,5 7,03


6,16 5,98 7,02 6,52 7 6,93 7,08 6,95 6,77 6,6 6,69 7,55


7,55 7,65 5,5 5,83 6,36 5,8 6,24 6,12 6,6 6,21 6,41 7,6


6,41 6,92 7,15 6,24 6,57 6,21 7,58 7,55 7,55 7,74 7,74 7,89


7,7 7,6 7,73 6,45

Año


6,14 6,04 6,31 6,24 6,06 6,33 6,34 6,45 6,47 6,3 6,36 7,15


6,16 5,98 6,88 6,45 6,79 6,93 7,08 6,95 6,77 6,6 6,69 7,41


7,55 7,65 5,5 5,83 6,36 5,8 6,24 6,12 6,6 6,21 6,41 7,6


6,41 6,92 7,15 6,24 6,57 6,21 7,58 7,55 7,55 7,74 7,74 7,89


7,7 7,6 7,39 9,94

La Concepción 34,5/13,8 kV 10

Mes



La Concepción 34,5/13,8 kV 10

Mes

Subestación Carache: la tabla 4.9 muestra los datos recabados mensualmente en los años


Tabla 4.9 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en

la S/E Carache

Año


3,78 3,85 3,61 3,75 3,68 3,62 3,7 3,68 3,7 4,01 4,23 4,23


4,3 3,99 4,02 3,94 3,49 4,11 4,25 4,1 4,54 4,33 3,66 4,2


4,1 4,4 4,4 3,32 4,45 3,11 3,01 3,01 3,25 3,25 3,32 4,15


3,42 3,44 3,54 3,54 3,49 3,82 3,66 3,8 3,8 3,8 3,95 4,1


3,11 3,35 3,35 4,22

Carache 34,5/13,8 kV 5

Mes


40

Subestación Trujillo: la tabla 4.10 muestra los datos recabados mensualmente en el

transformador de 115/13,8 KV en los años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009


Tabla 4.10 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección

en la S/E Trujillo

Año


18,67 16,69 16,35 16,64 16,75 14,3 16,82 16,75 16,87 18,13 18,03 18,83


15,82 14,29 14,61 14,49 14,8 15,06 14,91 17,39 16,44 15,43 15,78 17,58


16,84 15,26 15,32 13,55 13,67 14,02 13,65 13,5 13,72 13,87 13,72 16,01


14,09 13,67 13,92 13,51 14,06 14,56 15,22 15,34 16,75 16,39 16,47 14,2


14,31 12,85 12,73 13,22


Trujillo 115/13,8 kV 20

Mes

Subestación Monay: la tabla 4.11 muestra los datos recabados mensualmente en el

transformador de 115/13,8 KV en los años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009



en la S/E Monay

Año


9,96 8,74 8,76 8,83 9,75 9,33 9,87 9,63 14,17 14,51 14,38 16,56


16,56 16,54 15,63 15,93 16,18 15,76 15,91 16 16,92 17,12 17,07 19,58


17,19 18,82 14,85 14,6 14,9 13,69 14,88 13,19 14,76 14,51 14,26 16,73


11,85 16,39 16,19 15,74 15,62 15,36 17,43 17,88 17,67 17,33 15,36 17,67


18,91 17,85 17,75 18,54

Monay 115/13,8 kV 20

Mes


41

Subestación Boconó: la tabla 4.12 muestra los datos recabados mensualmente en los años



en la S/E Boconó

Año


8,05 6,84 6,88 7,22 6,93 7,22 7,17 7,96 7,86 8,22 8,17 9,49


7,89 7,65 7,43 7,53 7,58 7,81 7,98 8,01 7,9 8,6 8,79 9,87


8,72 8,1 6,62 6,38 6,07 6,07 6,19 6,16 5,57 6,69 6,76 8,01


7,09 7,15 7,39 7,22 7,12 7,1 7,15 7,79 7,74 8,63 8,58 9,68


9 9,08 9,01 9,11


Boconó 34,5/13,8 kV 10

Mes

Subestación San Rafael: la tabla 4.13 muestra los datos recabados mensualmente en los


proyección.


en la S/E San Rafael

Año


1,89 1,77 1,6 2,06 1,9 1,9 2,32 1,89 1,7 1,65 1,95 1,98


1,62 1,59 1,63 1,65 1,58 1,69 1,65 1,65 1,58 1,53 1,55 2,03


1,31 1,65 1,48 1,51 1,37 1,36 1,38 1,33 1,39 1,37 1,41 1,74


1,43 1,53 1,59 1,55 1,55 1,65 1,7 1,6 1,55 1,51 1,58 1,84


1,5 1,58 1,63 1,7

San Rafael 34,5/13,8 kV 2,5

Mes


42

Subestación Jardín: la tabla 4.14 muestra los datos recabados mensualmente en los años



en la S/E Jardín

Año


7,46 7,6 7,26 7,22 7,38 7,29 7,17 7,46 7,46 7,76 7,86 8,7


7,91 7,74 7,89 8,1 7,5 7,22 7,17 7,36 7,6 7,69 8,74 9,4


8,03 7,93 6,41 6,6 6,74 6,59 6,79 6,79 6,84 6,67 6,88 7,96


7,38 7,39 6,91 7,22 7,12 7,1 7,05 7,17 6,76 6,45 6,55 6,93


6,62 6,29 6,72 6,72


Jardín 34,5/13,8 kV 10

Mes

Subestación Agua Santa: la tabla 4.15 muestra los datos recabados mensualmente en los


proyección.


en la S/E Agua Santa

Año


3,47 3,46 3,44 4,15 3,23 2,99 3,18 3,1 3,08 3,04 3,27 3,49


3,3 4,84 3,93 3,25 3,25 3,54 3,59 3,15 4 3,29 3,3 3,44


3,87 3,4 3,01 3,87 3,22 3,32 3,6 3,1 3,1 3,87 3,3 4


3,44 4 4,1 4,1 4,1 4,1 3,39 3,5 3,11 3,3 3,5 4,1


4,1 4,35 4,35 4,35

Agua Santa 34,5/13,8 kV 6,65

Mes


43

Subestación Sabana de Mendoza: la tabla 4.16 muestra los datos recabados mensualmente

en los años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009 que se utilizaron para hacer la

proyección.


en la S/E Sabana de Mendoza

Año


8,6 8,67 8,7 9,17 8,27 8,77 8,27 8,87 9,03 8,67 8,86 9,11


8,41 8,24 8,97 9 9,45 8,63 8,43 8,59 8,9 8,74 8,9


8,06 8,5 8,5 8,22 7,48 7,26 8,7 7,65 7,54 7,54 8,32 8,27


7,5 4 6,71 6,71 7,8 7,64 7,64 7,66 7,66 7,2 7,7 7,29


6,93 6,93 7,56 7,56 4,25


Sabana de Mendoza 34,5/13,8 kV 10

Mes

Subestación Isnotú: la tabla 4.17 muestra los datos recabados mensualmente desde

diciembre del 2006 hasta Abril del 2009 que se utilizaron para hacer la proyección.


en la S/E Isnotú

Año


3,94


3,75 3,79 3,17 3,1 3,54 3,6 2,63 3,06 3,06 3,27 2,96 3,75


3 2,15 1,61 1,89 1,89 3,08 3,63 3,63 3,66 3,4 3,34 2,71


3,91 2,96 2,96 3,63

Isnotú 34,5/13,8 kV 5

Mes


44

Subestación Valle Verde: la tabla 4.18 muestra los datos recabados mensualmente en los

años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del 2009 en un transformador y desde octubre

del 2005 hasta abril del 2009 que se utilizaron para hacer la proyección.


en la S/E Valle Verde

Año


8,22 8,44 8,79 8,89 8,8 7,52 7,52 7,98 9,4 5,67 4,88 7,38


4,54 7,4 6 6,31 6,31 6,31 6,02 6,45 7,1 7,64 6,02 5,69


8,3 7,74 7,4 6,74 6,26 6,41 7,62 6,25 6,25 6,31 6,31 6,4


7,68 7,39 7,39 6,73 6,58 6,58 6,82 6,82 6,54 6,7 7,3 7,8


7,8 8,1 8,1 7,19

Año


2,63 2,27 2,53


2,67 2,21 2,58 2,39 2,39 2,72 2,17 2,67 2,67 2,99 2,77 2,56


2,77 2,25 2,77 2,77 2,53 2,58 2,65 2,44 2,44 2,44 2,44 2,6


2,63 2,77 2,77 2,9 2,92 2,92 2,44 2,44 2,46 2,5 2,5 3,01


3,01 3 3 3,39


Valle Verde 34,5/13,8 KV 5

Mes

Valle Verde 34,5/13,8 kV 10

Mes


Subestación El Jaguito: la tabla 4.19 muestra los datos recabados mensualmente en los


proyección.

45

Tabla 4.19 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E El Jaguito

Año


2,15 2,68 2,58 2,53 2,56 2,6 2,51 2,63 2,87 2,6 2,37 2,89


2,74 2,98 2,49 2,78 2,78 2,65 2,55 2,74 2,68 2,82 2,53 2,46


2,46 2,02 2,8 2,2 2,17 2,36 2,3 2,38 2,38 3,27 3,2 2,6


3,25 3,18 3,2 3,16 3,16 3,16 3,2 3,2 2,82 2,82 3,16 2,62


2,62 2,85 2,85 2,95

Año


1,2 1,31 1,55 1,12 1,51 1,31 1,36 1,34 1,48 1,27 1,15 1,43


1,42 1,42 1,29 1,42 1,42 1,55 1,43 2,12 1,49 1,63 1,41 1,67


1,46 1,38 1,8 1,15 2,12 1,74 2,1 1,2 1,2 1,29 1,43 1,15


1,95 2 2 2 1,48 1,48 2 2 1,54 1,55 1,54 1,41


1,41 1,5 1,5 1,44


El Jaguito 34,5/13,8kV 2,5

Mes

El Jaguito 34,5/13,8 kV 5

Mes


Subestación Arapuey: la tabla 4.20 muestra los datos recabados mensualmente en los años



en la S/E Arapuey

Año


6,4 6,84 6,57 6,19 7,31 6,02 6,83 8,53 9,01 8,44 8,59 8,65


7,96 7,33 6,21 7,73 7,81 7,7 8 7,68 8,02 8,2 7,87 8,5


7,87 7,85 6,79 6,62 7,53 7,7 7,51 7,5 7,5 7 7,12 7,3


7,22 7,3 7,3 8,05 8,07 7,8 6,63 6,6 6,73 6,8 8,26 9,1


8,5 8,3 8,3 6,45


Arapuey 34,5/13,8 kV 10

Mes

46

Subestación Caja Seca: la tabla 4.21 muestra los datos recabados mensualmente en dos de

los transformadores de 115/13,8 kV en los años 2005, 2006, 2007, 2008 y hasta Abril del

2009 y en el tercer transformador los datos desde enero hasta abril del 2007 y de diciembre

del 2007 hasta abril del 2009 que se utilizaron para hacer la proyección.


en la S/E Caja Seca

Año


14,9 14,33 15,02 15,13 14,34 15,54 14,84 14,48 14,9 15,06 15,16 14,79


13,73 15,64 15,64 14,97 15,36 15,3 15,46 16,08 15,27 16,1 15,79 15,22


12,5 12,69 11,83 14,09 14,68 15,52 15,11 14,84 15,03 14,56 13,83 13,97


12,23 12,11 13,17 12,23 12,38 12,5 12,59 12,83 13,2 13,07 13 12,79


12,97 11,93 12,25 12,26

Año


15,05 14,52 15,41 15,49 14,93 15,54 15,16 14,48 15,11 15,32 15,45 15,2


14,2 15,38 15,57 15,18 15,59 15,54 15,2 16,61 15,5 16,02 15,32 15,29


12,5 12,93 12,08 14,4 15,18 15,76 14,62 14,94 15,23 14,75 14,54 14,13


12,4 12,72 13,12 13,12 12,53 12,64 12,74 12,84 13,54 13,61 13,45 13,58


13,15 12,8 13,06 13,05

Año


11,4 5,67 7,33 6,84 6,07


5,77 5,96 5,3 5,9 5,76 5,77 7,75 6,07 7,2 6,96 6,42 6,29


6,6 7,57 7,87 8,38

Caja Seca 115/13,8 kV 16

Mes




Mes


Mes


Subestación San Antonio: la tabla 4.22 muestra los datos recabados mensualmente en los


proyección.

47

Tabla 4.22 Registro de demandas máximas mensuales utilizadas para hacer la proyección en la S/E San Antonio

Año


2,7 1,98 2,82 1,94 2,65 2,48 2,68 2,56 2,46 2,65 4,66 3,78


2,02 3,8 3,85 3,97 3,89 4,02 3,9 3,99 4,06 4,16 4,18 5,21


2,79 3,69 2,31 2,47 2,27 1,48 1,9 1,88 1,86 1,98 1,69 2


1,91 2 2,1 2,56 2,56 2,11 1,96 1,99 1,94 2,1 2,1 2,41


2,22 3,99 4 4,68

Año


6,81 6,69 6,83 6,9 6,83 6,83 6,2 7,1 7,29 7,72 7,74 7,7


7,16 6,73 7,91 7,69 7,53 7,77 7,8 7,77 6,89 7,62 7,86 8


7,6 7,3 6,12 6 5,68 6,52 6,45 6,48 6,38 6 6,05 7,29


6,12 6,2 6,2 6,55 6,55 6,4 6,9 6,86 6,91 6,75 6,6 7,6


7 5,43 5,44 4


San Antonio 34,5/13,8 kV 10

Mes

San Antonio 34,5/13,8 kV 5

Mes


Los resultados obtenidos en la proyección de demanda a seis años se muestran en la

tabla 4.23

48

Tabla 4.23 Proyección de demanda a seis años

Subestación Relación de transf. Cap. Nominal (MVA) Proyección (MVA)

La Plata 115/13,8 kV 36 19,13698327

115/13,8 kV 30 23,01069154

Valera II 115/13,8 kV 36 23,41252241

115/13,8 kV 16 15,77541877

115/13,8 kV 20 15,09365833

Timotes 34,5/13,8 kV 5 2,410093486

34,5/13,8 kV 5 2,810826432

Jajó 34,5/13,8 kV 2,5 0,903592163

34,5/13,8 kV 2,5 1,930012379

La Puerta 34,5/13,8 kV 10 3,475246734

San Jacinto 34,5/13,8 kV 5 2,226104247

La Concepción 34,5/13,8 kV 10 7,707314522

34,5/13,8 kV 10 8,08438786

Carache 34,5/13,8 kV 5 3,472484419

Trujillo 115/13,8 kV 20 12,52918339

Monay 115/13,8 kV 20 20,6907688

Boconó 34,5/13,8 kV 10 8,141026637

San Rafael 34,5/13,8 kV 2,5 1,341126526

Jardín 34,5/13,8 kV 10 6,350134466

Agua Santa 34,5/13,8 kV 6,65 4,119359686

Sabana de Mendoza 34,5/13,8 kV 10 5,867266712

Isnotú 34,5/13,8 kV 5 2,597581281

Valle Verde 34,5/13,8 kV 10 6,671625544

34,5/13,8 kV 5 3,126810631

Buena Vista 115/34,5 kV 20 14,71651712

El Jaguito 34,5/13,8 kV 5 3,145172458

34,5/13,8 kV 2,5 1,808297618

Arapuey 34,5/13,8 kV 10 7,795350465

Caja Seca 115/13,8 kV 16 11,36869675

115/13,8 kV 16 11,90789209

115/13,8 kV 16 7,313991342

San Antonio 34,5/13,8 kV 5 2,283091437

34,5/13,8 kV 10 5,719576539

49

4.2. CASOS DE ESTUDIO

4.2.1. Comportamiento del sistema sin la carga en la subestación Monay

Esta corrida se hace con la finalidad de observar el comportamiento de las líneas de

115 KV en la ausencia de la carga en la subestación Monay. Estos resultados pueden

observarse en la tabla 4.24.

Tabla 4.24 Perfiles de tensión en las barras de 115 KV sin la carga en la subestación Monay

Nodo U u Ángulo V

Nombre kV % °

Buena Vista 115 105,007 91,31 28,6

Monay 100,647 87,52 25,9

Valera II 102,557 89,18 27,5

Valera I 102,092 88,78 27,1

C. Andino 100,408 87,31 25,8

Trujillo 101,43 88,2 26,5

Caja Seca 100,1 87,04 24,6

De los resultados obtenidos en la tabla 4.22 podemos notar que al dejar en vacío la

subestación Monay los perfiles de tensión mejoran muy poco para el resto de las

subestaciones por lo que podemos decir que se trata de un problema general de la zona y

no un problema particular de la subestación Monay.

4.2.2 Comportamiento del sistema sin la carga de la subestación Cemento Andino

En la tabla 4.25 se observan los perfiles de tensión en las barras de 115 kV en la región sin

la carga de la empresa Cemento Andino

50

Tabla 4.25 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región sin la carga de la empresa Cemento Andino

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 104,654 91

Monay 99,303 86,35

Valera II 102,033 88,72

Valera I 101,581 88,33

C. Andino 99,305 86,35

Trujillo 100,955 87,79

Caja Seca 99,721 86,71

De los resultados de la tabla 4.25 se observa al igual que en el caso anterior, los perfiles

de tensión en las barras de 115 kV de la zona mejoran poco por lo que podemos decir que

la carga de la empresa Cemento Andino no impacta mucho en los problemas existentes en

las barras de 115 kV.

4.2.3 Comportamiento del sistema sin la carga de las subestaciones Cemento Andino y

Monay

En la tabla 4.26 podemos observar los perfiles de tensión en las barras de 115 kV en la

región sin las cargas de la empresa Cemento Andino y Monay

Tabla 4.26 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región sin cargas en las subestaciones Monay y Cemento Andino

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 105,349 91,61

Monay 103,563 90,06

Valera II 103,395 89,91

Valera I 102,881 89,46

C. Andino 103,565 90,06

Trujillo 102,114 88,79

Caja Seca 100,468 87,36

51

De los resultados mostrados en la tabla 4.26 podemos decir que al quitar las cargas

existentes en las subestaciones Monay y Cemento Andino los perfiles de tensión en

115 kV varían poco tomando en cuenta que se están quitando dos cargas de considerable

magnitud.

4.2.4 Comportamiento del sistema compensando la subestación Monay con 12 MVAR

en la barra de 13,8 kV

Tabla 4.27 Perfiles de tensión en las barras de 115 kV de la región compensando la barra

de 13,8 kV de la subestación Monay

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 104,554 90,92

Monay 97,421 84,71

Valera II 101,549 88,3

Valera I 101,137 87,94

C. Andino 97,174 84,5

Trujillo 100,592 87,47

Caja Seca 99,612 86,62

En la tabla 4.27 se observa como hay una leve mejoría al compensar solo en la

subestación Monay.

4.2.5 Comportamiento del sistema compensando la subestación Monay con 12 MVAR

en la barra de 13,8 kV y la barra de 6,6 kV de la subestación Cemento Andino

52

Tabla 4.28. Perfiles de tensión obtenidos al compensar los lados de baja tensión de las subestaciones Monay y Cemento Andino con 12 MVAR cada una

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 105,081 91,37

Monay 99,167 86,23

Valera II 102,276 88,94

Valera I 101,849 88,56

C. Andino 99,034 86,12

Trujillo 101,263 88,06

Caja Seca 100,179 87,11

En la tabla 4.28 se observa como mejoran un poco las tensiones en las subestaciones

Monay y Cemento Andino al compensar sus lados de baja tensión cosa, que no ocurre con

el resto de las barras de 115 kV en la zona, de allí podemos decir que no son suficientes

reactivos los inyectados para lograr una mejora de todo el sistema.

53

CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En este capítulo se analizarán los resultados obtenidos en los casos de estudio del

Capítulo IV y se presentarán propuestas para el mejoramiento de los perfiles de tensión.

5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En los casos de estudio presentados en el capítulo IV se obtuvo una serie de resultados

observando los perfiles de tensión al quitar las cargas de las subestaciones Monay y

Cemento Andino cada una por separado así como también quitando ambas. En el

capítulo IV también se mostraron una serie de resultados obtenidos simulando

compensación reactiva en baja tensión de las subestaciones Monay y Cemento Andino

(13,8 kV y 6,6 kV respectivamente) donde los perfiles de tensión son más bajos,

observando estos resultados se puede decir que el problema existente en las subestaciones

en estudio no son a causa de un problema puntual de las mismas si no que se trata de un

problema de la zona en general.

A continuación se mostrarán las mejoras en los perfiles de tensión en 115 kV proponiendo

generación de potencia en las subestaciones Valera II, Cemento Andino y Monay.

5.1.1 Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8 en la subestación Valera II y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

A continuación en la tabla 5.1 se muestran los resultados de cómo sería el comportamiento

de los perfiles de tensión si en la subestación Valera II (que es de donde proviene la línea

54

que alimenta la subestación Monay) hubiese una generación de 30 MW y compensación de

12 MVAR en la subestación Caja Seca que actualmente también presenta problemas de

baja tensión:

Tabla 5.1 Perfiles de tensión con una generación de 30 MW en Valera II

Nodo U u

Nombre kV %

S/E Buena Vista 218,82 95,14

Buena Vista 115 107,45 93,43

Monay 100,768 87,62

Valera II 105,55 91,78

Valera I 105,051 91,35

C. Andino 100,529 87,42

Trujillo 104,307 90,7

Caja Seca 104,33 90,72

En la tabla 5.1 se puede observar como los perfiles de tensión mejoran un poco al inyectar

potencia en la subestación Valera II pero no es suficiente para que las tensiones en Monay

y Cemento Andino estén sobre el 90%.

5.1.2 Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8 en la subestación Cemento Andino y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

La tabla 5.2 muestra los perfiles de tensión en las barras de 115 kV si en la empresa

Cemento Andino hay una generación de 30 MW.

55

Tabla 5.2. Perfiles de tensión con generación en Cemento Andino

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 107,659 93,62

Monay 107,712 93,66

Valera II 105,853 92,05

Valera I 105,346 91,61

C. Andino 108,219 94,1

Trujillo 104,583 90,94

Caja Seca 104,557 90,92

De la tabla 5.2 se puede observar la mejoría en los perfiles de tensión en 115 kV con la

generación de 30 MW en Cemento Andino; aquí todas las subestaciones superan el 90%.

5.1.3 Generación de 30 MW de potencia activa con un factor de potencia de 0,8 en la subestación Monay y una compensación de 12 MVAR en la subestación Caja Seca

La tabla 5.3 muestra los perfiles de tensión en las barras de 115 kV si en la subestación

Monay hay una generación de 30 MW.

Tabla 5.3. Perfiles de tensión con generación en Monay

Nodo U u

Nombre kV %

S/E Buena Vista 219,121 95,27

Buena Vista 115 107,666 93,62

Monay 107,734 93,68

Valera II 105,862 92,05

Valera I 105,355 91,61

C. Andino 107,511 93,49

Trujillo 104,592 90,95

Caja Seca 104,564 90,93

56

En la tabla 5.3 se observa como mejoran los perfiles de tensión al generar 30 MW en la

subestación Monay y compensando en Caja Seca; aquí todas las subestaciones de la región

están por encima de 90%.

5.2. COMPARACIÓN DE LAS MEJORAS EN LOS PERFILES DE

TENSIÓN CON GENERACIÓN DE 30 MW EN VALERA II, MONAY

Y CEMENTO ANDINO

Los resultados mostrados en las tablas 3.1, 5.1, 5.2 y 5.3 (que presentan los perfiles de

tensión al simular la situación actual, la propuesta de generación en Valera II, Monay y en

Cemento Andino respectivamente) servirán para hacer comparaciones de cómo mejoran

los perfiles de tensión con las propuestas planteadas en las secciones 5.1.1, 5.1.2 y 5.1.3 y

serán mostradas en las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 tanto en kV como en porcentaje.

Tabla 5.4 Mejoras en los perfiles de tensión en 115 kV generando en Valera II

Nodo U u U u U u

Nombre kV % kV % kV %

Buena Vista 115 107,45 93,43 103,841 90,3 3,609 3,13

Monay 100,768 87,62 95,487 83,03 5,281 4,59

Valera II 105,55 91,78 101,441 88,21 4,109 3,57

Valera I 105,051 91,35 101,263 88,05 3,788 3,3

C. Andino 100,529 87,42 95,153 82,74 5,376 4,68

Trujillo 104,307 90,7 100,435 87,34 3,872 3,36

Caja Seca 104,33 90,72 97,912 85,14 6,418 5,58

MejoraGenerando Actualmente

57

Tabla 5.5 Mejoras en los perfiles de tensión generando en Cemento Andino

Nodo U u U u U u


Buena Vista 115 107,659 93,62 103,841 90,3 3,818 3,32

Monay 107,712 93,66 95,487 83,03 12,225 10,63

Valera II 105,853 92,05 101,441 88,21 4,412 3,84

Valera I 105,346 91,61 101,263 88,05 4,083 3,56

C. Andino 108,219 94,1 95,153 82,74 13,066 11,36

Trujillo 104,583 90,94 100,435 87,34 4,148 3,6

Caja Seca 104,557 90,92 97,912 85,14 6,645 5,78

Generando MejoraActualmente

Tabla 5.6 Mejoras en los perfiles de tensión generando en Monay

Nodo U u U u U u


Buena Vista 115 107,666 93,62 103,841 90,3 3,825 3,32

Monay 107,734 93,68 95,487 83,03 12,247 10,65

Valera II 105,862 92,05 101,441 88,21 4,421 3,84

Valera I 105,355 91,61 101,263 88,05 4,092 3,56

C. Andino 107,511 93,49 95,153 82,74 12,358 10,75

Trujillo 104,592 90,95 100,435 87,34 4,157 3,61

Caja Seca 104,564 90,93 97,912 85,14 6,652 5,79

ActualmenteGenerando Mejora

De las tablas 5.4, 5.5 y 5.6 se observan como mejoran los perfiles de tensión con

generación en las subestaciones Valera II, Cemento Andino y Monay tanto en kV como en

porcentaje.

5.3. PORCENTAJE DE CARGA DE LAS LÍNEAS DE 115 kV

VALERA II- MONAY, MONAY- CEMENTO ANDINO Y BUENA

VISTA- CAJA SECA

58

5.3.1 Línea Valera II- Monay

En la tabla 5.7 se muestra la información de la línea Valera II- Monay y la tabla 5.17

muestra los resultados obtenidos al correr el flujo de carga actual, con generación en

Valera II y Cemento Andino

Tabla 5.7 Información de la línea Valera II- Monay

Tabla 5.8 Información de la línea Valera II- Monay al correr el flujo de carga actual. con generación en Valera II, Cemento Andino y Monay

Nodo Elemento Tipo P Q I

Nombre Nombre MW MVar A

Monay LVII-M Línea -31,734 -13,115 209,1

Valera II LVII-M Línea 32,618 14,558 206,2

Monay LVII-M Línea -32,737 -15,973 214,7

Valera II LVII-M Línea 33,667 17,469 211,3

Monay LVII-M Línea -2,732 6,573 39

Valera II LVII-M Línea 2,769 -7,86 46,2

Monay LVII-M Línea -2,737 6,574 39

Valera II LVII-M Línea 2,774 -7,861 46,3

Generando en Monay

Generando en Cemento Andino

Actualmente

Generación en Valera II

Descripción Unidad Dato o Valor

Identificación de la Barra A Valera II

Identificación de la Barra B Monay

Tensión nominal de Diseño kV 115

Número de conductores por fase Uno

Composición del Conductor ACAR

Calibre del conductor 350

Capacidad de corriente del Conductor Ampere 402

Límite operativo MVA 80

Disposición de los conductores Triangular

Número de circuitos 1

Tipo de estructura Torre

Número de estructuras que soportan la línea 99

Longitud Total km 35,5

59

De la información mostrada en las tablas 5.7 y 5.8 se puede calcular los porcentajes de

carga de línea tanto por potencia como por corriente y dichos resultados se muestran en la

tabla 5.9

Tabla 5.9. Porcentajes de carga de la línea Valera II- Monay

5.3.2 Línea Monay- Cemento Andino

En la tabla 5.10 se muestra la información de la línea Monay- Cemento Andino y la tabla

5.11 muestra los resultados obtenidos al correr el flujo de carga actual, con generación en

Valera II, Cemento Andino y Monay.

Potencia transmitida (MVA) Potencia nominal (MVA) % de carga

35,71931254 80 44,64914067

Corriente en la línea (A) Corriente Nominal (A) % de carga

209,1 402 52,01492537


37,92931386 80 47,41164233


214,7 402 53,4079602


8,336090031 80 10,42011254


46,3 402 11,51741294


8,333484325 80 10,41685541


46,2 402 11,49253731

Actualmente


Generación en Cemento Andino

Generación en Monay

60

Tabla 5.10 Información de la Línea Monay- Cemento Andino

Tabla 5.11 Información de la línea Monay- Cemento Andino al correr el flujo de carga actual. con generación en Valera II, Cemento Andino y Monay



C. Andino LM-CA Línea -16 -7,8 110,3

Monay LM-CA Línea 16,029 7,756 110


Monay LM-CA Línea 16,027 7,735 104,9


Monay LM-CA Línea 16,023 7,701 97,5

C. Andino LM-CA Línea 14 14,7 110,8

Monay LM-CA Línea -13,97 -14,779 111,5

Generando en Monay


Generando en Valera II

Actualmente


Identificación de la Barra A Monay

Identificación de la Barra B Cemento Andino







Disposición de los conductores Triangular





61

Tabla 5.12. Porcentajes de carga de la línea Monay- Cemento Andino

5.3.3 Línea Buena Vista- Caja Seca

En la tabla 5.13 se muestra la información de la línea Buena Vista- Caja Seca y la tabla

5.14 muestra los resultados obtenidos al correr el flujo de carga actual, con generación en

Valera II, Cemento Andino y Monay.


17,8068632 80 22,258579


110,3 402 27,43781095


17,79592521 80 22,24490651


105,3 402 26,19402985


20,3 80 25,375


111,5

402 27,736


17,8 80 22,25


97,9 402 24,35323383



Actualmente


62

Tabla 5.13 Información de la línea Buena Vista- Caja Seca

Tabla 5.14 Información de la línea Buena Vista- Caja Seca al correr el flujo de carga actual. con generación en Valera II, Cemento Andino y Monay



Caja Seca LCs-Bv Línea -48 -18,778 308,5

Buena Vista 115LCs-Bv Línea 49,659 22,177 305,7







Generando en Monay


Generando en Valera II

Actualmente


Identificación de la Barra A Buena Vista

Identificación de la Barra B Caja Seca







Disposición de los conductores Vertical





63

Tabla 5.15. Porcentajes de carga de la línea Buena Vista- Caja Seca


54,38598726 80 67,98248407


308,7 402 76,79104478


52,15682914 80 65,19603643


287,7 402 71,56716418


52,11687092 80 65,14608864


286,7 402 71,31840796


52,11687092 80 65,14608864


286,7 402 71,31840796

Actualmente




5.4 Propuesta de generación con proyección de demanda a seis años

En el capítulo IV se hizo una proyección de demanda a seis años las cuales serán utilizadas

para hacer la simulación de la propuesta de generación de potencia.

La tabla 5.16 muestra los resultados obtenidos de la simulación hecha con cargas

proyectadas a seis años y generación de potencia en Valera II

64

Tabla 5.16 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años y generación en Valera II

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 104,139 90,56

Monay 94,476 82,15

Valera II 101,44 88,21

Valera I 100,913 87,75

C. Andino 94,056 81,79

Trujillo 100,101 87,04

Caja Seca 99,486 86,51

En la tabla 5.16 se observa que dentro de seis años los perfiles de tensión en las

subestaciones Monay y Cemento Andino estarán muy por debajo de los 90%.

La tabla 5.17 muestra los perfiles de tensión con cargas proyectadas a seis años y la

generación en Cemento Andino

Tabla 5.17 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años con generación en Cemento Andino

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 104,591 90,95

Monay 102,416 89,06

Valera II 102,085 88,77

Valera I 101,543 88,3

C. Andino 102,8 89,39

Trujillo 100,694 87,56

Caja Seca 99,987 86,95

La tabla 5.17 muestra que al inyectar potencia en la subestación Cemento Andino los

perfiles de tensión en seis años estarán un poco por debajo de 90% pero estarán mejor a los

actuales.

65

La tabla 5.18 muestra los perfiles de tensión con cargas proyectadas a seis años y la generación en Monay.

Tabla 5.18 Perfiles de tensión con las demandas dentro de seis años con generación en Monay

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 104,586 90,94

Monay 102,395 89,04

Valera II 102,077 88,76

Valera I 101,535 88,29

C. Andino 102,008 88,7

Trujillo 100,688 87,55

Caja Seca 99,981 86,94

La tabla 5.18 muestra que al inyectar potencia en la subestación Monay los perfiles de

tensión en seis años estarán un poco por debajo de 90% pero estarán mejor a los actuales

principalmente en la subestaciones Monay y Cemento Andino.

La proyección en la subestación Cemento Andino se hizo suponiendo un aumento en la

demanda anual del 8%, ya que no se tiene un registro mensual como el que se utilizó para

hacer la proyección en el resto de las subestaciones.

5.4.1 Propuesta de generación y compensación reactiva con proyección de demanda a seis años

De los resultados mostrados en las tablas 5.16, 5.17 y 5.18 se observa como con la

propuesta de inyección de potencia en diferentes subestaciones (Valera II, Monay y

Cemento Andino) y la compensación reactiva en la subestación Caja Seca los perfiles de

tensión no llegan al 90% en las subestaciones de la región. Por lo tanto para que en seis

años se tengan perfiles de tensión cerca de 90% se deberán inyectar banco de capacitores

de 12 MVAR tanto en la subestación Buena Vista como en la subestación Valera II y los

resultados se mostrarán en las tablas 5.19, 5.20 y 5.21.

66

Tabla 5.19 Perfiles de tensión al generar en Valera II e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

Nombre kV %

Buena Vista 115 106,823 92,89

Monay 97,581 84,85

Valera I 103,778 90,24

Valera II 104,298 90,69

C. Andino 97,175 84,5

Trujillo 102,972 89,54

Caja Seca 103,07 89,63

En la tabla 5. 19 se observan los perfiles de tensión adicionando 12 MVAR en las

subestaciones Buena Vista y Valera II, pero se aprecia como aún permanecen por debajo

de 90% en las subestaciones Monay y Cemento Andino.

Tabla 5.20 Perfiles de tensión al generar en Monay e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 107,226 93,24

Monay 105,194 91,47

Valera I 104,339 90,73

Valera II 104,873 91,19

C. Andino 104,818 91,15

Trujillo 103,5 90

Caja Seca 103,51 90,01

En la tabla 5.20 se observa que los perfiles de tensión en las subestaciones de 115 kV de

la zona estarán cerca de 90% dentro de seis años con esta propuesta.

67

Tabla 5.21 Perfiles de tensión al generar en Cemento Andino e inyectar potencia reactiva en Caja Seca, Buena Vista y Valera II

Nodo U u

Nombre kV %

Buena Vista 115 107,233 93,25

Monay 105,208 91,49

Valera I 104,347 90,74

Valera II 104,881 91,2

C. Andino 105,582 91,81

Trujillo 103,507 90,01

Caja Seca 103,518 90,02

La tabla 5.21 muestra como los perfiles de tensión estarán cerca de 90% dentro de seis años con esta propuesta.

68

Tabla 5.22. Resumen de los aspectos más importantes de las propuestas

Generación en Valera II Generación en Monay Generación en Cemento

Andino

Los perfiles de tensión

mejoran pero no lo

suficiente para las

subestaciones Monay y

Cemento Andino, ya que

aún permanecen por debajo

del 90%

Los perfiles de tensión

mejoran considerablemente,

y todas las subestaciones

superan el 90%

Mejoran las tensiones en

todas las subestaciones

ubicándose por encima de

90%

De las subestaciones que

presentan actualmente los

perfiles de tensión más bajos

solo la subestación Caja

Seca supera el 90%

Las tres subestaciones que

presentan mayor problema

en los perfiles de tensión en

la actualidad mejoran con

esta generación

Al inyectar generación de

potencia, mejoran las tres

subestaciones con

problemas en la actualidad

La línea Buena Vista- Caja

Seca no sufre sobrecargas al

hacer la inyección de

potencia




potencia




potencia

La línea Valera II- Monay

transmite un poco más

cantidad de potencia a la

transmitida actualmente

pero sin sufrir sobrecargas


disminuye su potencia

trasmitida

considerablemente, ya que

la potencia que actualmente

transmite Valera II a Monay

se generaría en la misma

subestación sin necesidad de

transmitirla


disminuye su potencia

transmitida

considerablemente

69

Tabla 5.23. Continuación del resumen de los aspectos más importantes de las propuestas

Generación en Valera II Generación en Monay Generación en Cemento

Andino

La línea Monay- Cemento

Andino permanece con su

potencia transmitida casi sin

variaciones

A través de la línea Monay-

Cemento Andino se

transmite prácticamente la

misma potencia transmitida

actualmente

La línea Monay- Cemento

Andino aumenta un poco su

potencia transmitida pero

aún está muy por debajo de

sus límites de transmisión

tanto en potencia como en

corriente

Dentro de seis años los

perfiles de tensión en las

subestaciones Monay y

Cemento Andino estarán

bajos al realizar inyección

de potencia activa y

adicionar compensación de

potencia reactiva en las

subestaciones Buena Vista y

Valera II

En seis años los perfiles de

tensión en todas las

subestaciones estarán cerca

de 90% al realizar inyección

de potencia activa y

adicionar compensación de

potencia reactiva en las

subestaciones Buena Vista y

Valera II

En seis años los perfiles de

tensión en todas las

subestaciones alimentadas

con 115 kV estarán cerca de

90% al adicionar potencia

reactiva en las subestaciones

Buena Vista y Valera

70

CONCLUSIONES

En este trabajo se hizo un estudio de los perfiles de tensión en las líneas de 115 kV

existentes en la Región 7 Trujillo de CADAFE, prestando mayor atención a las líneas

Buena Vista- Caja Seca y Valera II- Monay que presentan una fuerte caída de tensión.

Para el estudio se mostraron unas simulaciones utilizando el software NEPLAN, el cual

muestra los flujos de carga y perfiles de tensión actualmente.

Al tener los perfiles de tensión en el programa se estudiaron diferentes escenarios para

analizar las caídas de tensión y así llegar a una solución al problema en la actualidad.

Estudiando diferentes casos se concluyó que el problema existente en la zona tiene dos

causas, una dada por la por falta de generación de potencia reactiva para la cual se propuso

una compensación reactiva y la otra de inyección de potencia para lo cual se propone una

generación de 30 MW en diferentes subestaciones como lo son Valera II, Monay y en la

empresa cementera Cemento Andino.

Se realizo una proyección de la demanda a seis años basada en las demandas máximas

recabadas por la empresa mensualmente desde el año 2005 hasta abril del presente año

para estudiar los perfiles de tensión con las propuestas realizadas.

Al observar las mejoras en los perfiles de tensión en las barras de 115 kV con la

proyección de la demanda a seis años en cada caso de generación se hizo una comparación

71

en cuantos kV y en cuanto porcentaje se mejoran, obteniendo mejoras considerables en

cada caso; sin embargo los perfiles de tensión no estaban dentro de los valores permitidos

(≥0.9 pu).

En virtud de que la mejora de los perfiles de tensión no fueron suficientes, se propuso

adicional a la inyección de generación de potencia activa, la compensación de potencia

reactiva en algunas de las subestaciones que componen la Región 7 Trujillo de CADAFE,

obteniéndose para esta condición perfiles de tensión ≥ 0.9 pu.

72

RECOMENDACIONES

• Se recomienda basado en las mejoras mostradas implantar una de las propuestas

planteadas.

• Realizar una visita a todas las subestaciones alimentadas a 115 kV para comprobar

la disponibilidad de espacio físico para la colocación de bancos de capacitores.

• Hacer una visita a las subestaciones Valera II, Monay y Cemento Andino para ver

la topología y disponibilidad geográfica para la generación propuesta.

• Revisar los calibres de conductores de algunas líneas de 34,5 kV que tienen grandes

longitudes y pudieran causar grandes caídas de tensión que repercutirían en las

líneas de 115 kV.

• Terminar la energización de la otra terna de la línea Buena Vista- Caja Seca ya que

le falta poco para su puesta en funcionamiento y al hacerlo se mejorarán los perfiles

de tensión en la misma y desahogará la carga en la línea ya existente.

73

REFERENCIAS

BRICEÑO, Hildemaro. (1995). Teoría de líneas aéreas transmisoras de potencia eléctrica.

Universidad de los Andes. Mérida, Venezuela.

MORA, Ernesto. (1995). Análisis de sistemas de potencia. Universidad de los Andes.

Mérida, Venezuela.

RODRÍGUEZ, Maulio. (1992). Análisis de sistemas de potencia. Universidad del Zulia.

Maracaibo, Venezuela.

Documents

ESTUDIO DE LOS PERFILES DE TENSIÓN EN LAS LÍNEAS DE 115 kV