Hago constar que el presente trabajo fue realizado en la

Hago constar que el presente trabajo fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de los estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos ni publicado sin la autorización de la Universidad.

_____________________

Firma del autor

Los abajo firmantes, certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdos de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.

________________ __________________ Firma del tutor Firma del jefe de Dpto.

________________ Firma del responsable de Información científico - técnica

Pensamiento

Nadie debe estar triste ni acobardarse mientras haya libros en las librerías,

y luz en el cielo,

y amigos,

y madres

José Martí

Dedicatoria

A mi hermana que ya no se encuentra entre nosotros pero siempre ha sido

mi guía espiritual

A todas las personas que confiaron en mí, a mi familia y a mis amigos, que

siempre me apoyaron en los momentos más difíciles.

Agradecimientos

A mi hermana que que dios la tiene en la gloria, y desde allá se que influye en mi formación

A mis padres por su cariño y sacrificio

A mis abuelos por su ternura y comprensión

A mi tía Gina y a mi prima yusnerky por su afecto y esfuerzo, las quiero como una madre y una hermana

A Yasel , Daril y Rubén por estar siempre ahí ,por su ayuda y apoyo

A todas las personas que de una forma u otra han aportado su granito de arena para la realización de este trabajo y mi formación como ingeniero

Tarea técnica

Estudio y familiarización con la red de la provincia de Cienfuegos.

Actualización de todos los esquemas de la red.

Revisión de los datos de carga y las demandas en barras.

Realizar, utilizando el PSX, un estudio de las condiciones normales de operación

y de los sistemas de averías más probables.

Analizar las posibles soluciones a los problemas de la red.

Estimar las variantes más eficientes y factibles.

Valorar criterios y recomendaciones derivados de los estudios realizados.

Realización del informe final.

Resumen

El presente trabajo tiene como objetivo el análisis de los regímenes de operación de la

red de la provincia de Cienfuegos propuesto por el despacho provincial de carga, tanto

en operación normal como en régimen de avería con el fin de garantizar a los

consumidores continuidad y calidad del servicio dentro del rango permitido en las

normas vigentes al respecto. Estas Normas de Operación son el instrumento

fundamental de trabajo de los despachadores eléctricos, los cuales son los principales

responsables de una correcta operación de la red eléctrica en cada territorio.

Primeramente se procedió a la actualización de la red, así como la recopilación de

información necesaria para realizar un trabajo lo más exacto posible, además se

determinan las condiciones normales de operación de toda la red.

El despacho provincial decidió dar prioridad en este trabajo al lazo Cienfuegos - La

Moza (1620-333) donde se realiza un estudio de las condiciones normales de operación

y de los sistemas de averías más probables para valorar la posibilidad que tiene cada

alimentador de brindar servicio a las demás líneas sin afectar sus cargas y sin sobrepasar

los parámetros establecidos de transferencia, pérdidas y voltajes. Además se verificaron

los interruptores en aire que se pueden manipular rompiendo lazo en caliente y se

fijaron las condiciones óptimas para su apertura.

Se incluyen como resultado fundamental del trabajo, las tablas que resumen la

propuesta de las Normas de Operación de la red de 33 kV del lazo estudiado, así como

las principales conclusiones y recomendaciones derivadas de los análisis efectuados.

INTRODUCCIÓN

8

Índice

CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS ................................................... 12

1.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA .................................................................... 12 1.1.1 Generación ......................................................................................................................... 12 1.1.2 Transmisión ........................................................................................................................ 13 1.1.3 Subtransmisión ................................................................................................................... 13 1.1.4 Distribución ........................................................................................................................ 13

1.2 REDES ELÉCTRICAS........................................................................................................................... 14 1.2.1 Circuitos Radiales ................................................................................................................ 14 1.2.2 Circuitos en lazo .................................................................................................................. 17 1.2.3 Necesidades y exigencias de la red ...................................................................................... 17

1.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS CONSUMIDORES ............................................................................................. 18 1.3.1 Consumidores muy grandes ................................................................................................ 18 1.3.2 Consumidores grandes ........................................................................................................ 18 1.3.4 Consumidores pequeños ..................................................................................................... 18

1.4 CONDUCTORES MÁS UTILIZADOS ......................................................................................................... 19 1.5 CARGAS ........................................................................................................................................ 19 1.6 SUBESTACIONES .............................................................................................................................. 20

1.6.1 Importancia ........................................................................................................................ 20 1.6.2 Componentes ...................................................................................................................... 20

1.7 PLANEAMIENTO .............................................................................................................................. 21 1.8 CONCEPTOS DE LA UNIÓN NACIONAL ELÉCTRICA..................................................................................... 22

CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS ................................. 23

2.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES DE LA PROVINCIA ....................................................................... 23 2.1.1 Subestación Carlos Manuel de Céspedes (CMC) ................................................................... 23 2.1.2 Subestación Cruces ............................................................................................................. 24 2.1.3 Subestación Yaguaramas .................................................................................................... 25 2.1.4 Subestación La Moza .......................................................................................................... 25 2.1.5 Subestación Juraguá ........................................................................................................... 26

2.2 DETERMINACIÓN DE LOS INTERRUPTORES NORMALMENTE ABIERTOS (NA) ..................................................... 26 2.3 DETERMINACIÓN DE LAS CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN DE LA RED ................................................. 31

2.3.1 Sin generación de Grupos Electrógenos Aislados (GEA) ..................................................... 32 2.3.2 Con Generación (GEA) ....................................................................................................... 32

2.4 CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO .............................................................................................................. 34

CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERÍAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES .................................................................................................................................. 35

3.1 REGÍMENES DE AVERÍA ..................................................................................................................... 35 3.1.1 Variantes Analizadas........................................................................................................... 35

3.2 MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES EN AIRE DE 33 KV DE OPERACIÓN CONJUNTA ........................... 41 3.2.1 Variante 1: Análisis del esquema para la condición de operación normal del lazo................. 42 3.2.2 Variante 2: Análisis del esquema para la condición de mayor impedancia del lazo ............... 47

3.3 PROPUESTA DE NORMAS DE OPERACIÓN................................................................................................ 52 3.3.1 Observaciones sobre las normas de operación ..................................................................... 52

3.4 CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO .............................................................................................................. 55

CONCLUSIONES .................................................................................................................................... 56

RECOMENDACIONES ............................................................................................................................ 57

INTRODUCCIÓN

9

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................... 58

ANEXOS ............................................................................................................................................... 59

INTRODUCCIÓN

10

Introducción

La humanidad ha alcanzado un alto nivel de desarrollo en las diferentes ramas de su

actividad productiva, la cual esta condicionada a la necesidad de aplicación de distintos

equipos eléctricos, para esto es necesario un servicio adecuado y con calidad lo cual

implica un óptimo funcionamiento de los sistemas electroenergéticos.

El aprovechamiento de la energía eléctrica ha tenido un rápido desarrollo que ha

estimulado la construcción de grandes plantas generadoras, redes de transmisión y

distribución de electricidad. Debido al desarrollo de la técnica y el creciente aumento

del número de consumidores se idearon nuevos elementos para el empleo de tensiones

más elevadas, las baterías de grupos electrógenos y las centrales hidroeléctricas que se

encargan de apoyar a las grandes plantas en el horario de mayor consumo, así mismo se

fueron interconectando estas plantas del sistema con estos medios para asegurar un

servicio mas confiable y mas económico.

Los circuitos de subtransmisión nacen generalmente en una subestación de transmisión

distribuyendo así la energía a los consumidores mayores y a las estaciones de

distribución en un área geográfica limitada, con su alimentación por un solo extremo y

con operación independiente unos de otros, quedando enlazados entre si por el sistema

de transmisión .Al operar con niveles de potencia mas bajos el voltaje es inferior a los

de las líneas de transmisión.

El sistema de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos alimenta directamente un

sinnúmero de cargas de gran interés y de el dependen, por ser el proveedor de la energía

a las subestaciones de distribución, la gran mayoría de los principales objetivos sociales,

económicos, culturales y militares de la provincia.

En nuestra red de subtransmisión se utiliza la forma de operación radial para la cual se

mantienen los esquemas de operación en lazo abierto, exceptuando las condiciones de

averías en las que se cambian los lasos. Para esto se debe tener en cuenta que los

transformadores de subtransmisión instalados en el lazo están diseñados para un voltaje

nominal de 33 kV y se considera permisible un (±5%) de desviación con respecto a

este nivel de voltaje.

INTRODUCCIÓN

11

El Despacho juega un Papel importante en el funcionamiento de la red ya que es el

único que autoriza el cambio de esquemas de operación, supervisando su

funcionamiento cumple y hace cumplir las normas e instrucciones vigentes con

respecto a la explotación, reparación y mantenimiento de las redes eléctricas.

El trabajo que a continuación se presenta tendrá como premisa lo anteriormente

expuesto y consiste en el estudio minucioso de la red de la provincia de Cienfuegos.

Este trabajo constituye una prioridad del despacho pues la norma de operación con la

que trabajan los despachadores esta desactualizada ya que no tienen en cuenta muchos

de los cambios que se le han hecho al sistema como la inclusión de los grupos

electrógenos y la variación de las cargas sobretodo en el horario pico, debido a la

entrega a la población de los módulos de cocción de alimentos.

CAPÍTULO 1: PRINCIPALES ASPECTOS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

12

Capítulo 1: Principales Aspectos de los Sistemas Eléctricos

Introducción

Los Sistemas Electroenergéticos constituyen esquemas de gran complejidad, que deben

mantener el servicio eléctrico con la calidad requerida lo que es una necesidad para sus

clientes tanto industrial como residencial, de ahí la importancia de la electricidad en la

actualidad donde juegan un papel importante la continuidad y estabilidad del servicio,

Se abordan los principales temas relacionados con los Sistemas Eléctricos de Potencia

(SEP), donde se destacan sus principales características, los voltajes utilizados en cada

uno de sus niveles. También se tiene en cuenta la clasificación de las redes.

1.1 Características de los Sistemas Eléctricos de Potencia

Los actuales Sistemas Electroenergéticos, no hubieran sido posibles sin el

descubrimiento de la corriente alterna y el posterior desarrollo del transformador de

potencia, haciendo posible que se generase la energía en un lugar, elevarla a las

tensiones de transporte y conducirla a las áreas de consumo, distribuyendo la energía en

estas áreas a los niveles de tensión adecuados para su utilización. La estructura de un

Sistema Eléctrico de Potencia puede considerarse formada por los siguientes niveles:

Nivel de generación.

Nivel de transmisión.

Nivel de subtransmisión.

Nivel de distribución primaria y secundaria.

1.1.1 Generación

El primer eslabón de la cadena que forman los sistemas Electroenergéticos, lo integran

las plantas eléctricas, es aquí donde se produce la energía que se ha de llevar hasta los

usuarios más alejados; se distinguen tres tipos clásicos de centrales eléctricas,

atendiendo a la forma en que se realiza el proceso de transformación energética:

Plantas hidráulicas

Plantas térmicas

Plantas electronucleares

En Cuba se han implementado nuevos métodos de generación con el objetivo de

satisfacer las necesidades de los consumidores, tanto en los más alejados utilizando


13

generadores eólicos y paneles solares, como los de mayor prioridad haciendo uso de

plantas diesel y grupos fuel, las que brindan apoyo al SEN en condiciones determinadas.

1.1.2 Transmisión

La interconexión de las diferentes plantas generadoras que forman un sistema de energía

se realiza por medio de las líneas de transmisión, se deben considerar como tales

aquellas de las tensiones más altas de un país. La función más importante de las líneas

de transmisión es efectuar el intercambio de potencia o asistencia mutua entre las

diferentes regiones del sistema, así como dar servicio a aquellos consumidores que por

su gran demanda no pueden ser alimentados con otros niveles de voltajes.

El voltaje de generación se eleva mediante transformadores, dando lugar a la tensión de

las líneas de transmisión, en Cuba estas líneas operan a 110 kV y 220 kV. En los

sistemas eléctricos, el transporte de energía a los centros de consumo se debe realizar a

las tensiones más elevadas posibles con el fin de incrementar al máximo la capacidad de

transporte y minimizar las pérdidas. Pero claro, el nivel de las tensiones de transporte

tiene los límites impuestos por las posibilidades tecnológicas y los costos económicos

asociados.

1.1.3 Subtransmisión

Los circuitos de subtransmisión nacen generalmente en una subestación de transmisión

y distribuyen la energía a los consumidores mayores y a las subestaciones de

distribución. Este voltaje se transforma en tensiones entre 69000 y 13800 voltios para

que sea posible transferir la electricidad al sistema de distribución. Al quedar su área de

servicio más reducida y al operar con niveles de potencia más bajos su voltaje es

inferior al de las líneas de transmisión. Los voltajes típicos usados en Cuba son 110 kV

y 34.5 kV, debe notarse que el nivel de voltaje de una línea no la clasifica como línea de

transmisión o subtransmisión, sino la función que realiza.

1.1.4 Distribución

La función del sistema de distribución es similar a la realizada por la subtransmisión,

pero en una proporción mucho menor, es el último eslabón en la cadena formada para

hacer llegar la energía hasta los consumidores más pequeños. Hay que distinguir en este

sistema los circuitos de distribución primaria y los circuitos de distribución secundaria.

La distribución primaria recibe la energía de la subestación de distribución y en su

recorrido la traspasa directamente a los consumidores medianos: talleres, comercios etc.


14

o a los consumidores pequeños: residencias, a través de la distribución secundaria. En

Cuba los voltajes más usados en esta distribución son 2.4/4.16 kV y 7.6/13.2 kV

correspondiendo en cada caso a los voltajes de fase y de línea de los secundarios de las

subestaciones.

1.2 Redes Eléctricas

La función que realiza cada uno de estos sistemas de distribución, puede llevarse a cabo

de formas diferentes dependiendo de la interconexión de sus circuitos que pueden ser:

Radiales

En lazo

La conexión particular usada depende de valoraciones técnicas que las justifiquen para

cada caso, dependiendo entre otros factores de la densidad de carga, el grado de

confiabilidad que se desea conseguir, etc. pero la adopción de una u otra forma no altera

su función específica.

1.2.1 Circuitos Radiales

Como su nombre lo indica, estos circuitos reciben el suministro eléctrico por un solo

punto. La mayor parte de los circuitos de subtransmisión y distribución son de este tipo,

sus ventajas estriban en su bajo costo de instalación y sencillez de su operación. Estos

circuitos constan de una línea central o tronco y de gran número de ramales y

subramales que parten de aquel para llegar a los lugares más apartados. Las desventajas

que presentan los sistemas radiales son su pobre regulación de voltaje y su poca

confiabilidad, ya que una falla de carácter permanente puede dejar sin servicio a un gran

número de consumidores. Existen distintos tipos de sistema radial.

Radial simple

Este sistema utiliza una sola subestación que reduce el voltaje de suministro al nivel de

utilización como se muestra en la figura 1.1.

Debido a que todos los receptores se alimentan desde una única subestación, puede

aprovecharse al máximo la diversidad o no simultaneidad de las cargas para reducir la

capacidad del transformador.

La regulación de voltaje y la eficiencia de este circuito son malas debido a la elevada

longitud de los alimentadores de baja tensión.


15

El costo de los alimentadores e interruptores es alto para una demanda del orden de los

1000 kVA. Un fallo en la subestación interrumpe el servicio a todo el sistema, mientras

que un fallo en un alimentador interrumpe el servicio a toda la porción de la carga

alimentada por el.

Figura 1.1: Radial simple

Radial expandido

En este sistema se emplean uno o varios alimentadores magistrales primarios que parten

de la subestación principal reductora y suministran a las subestaciones de los centros de

carga como se muestra en la figura 1.2. En la mayoría de las instalaciones este circuito

tiene el menor costo de todos.

Figura 1.2: Radial expandido

Una falla en un cable primario saca de servicio todas las subestaciones asociadas a el,

mientras que una falla en un transformador impide el servicio solamente a su carga.

Dada la pequeña probabilidad de fallo del cable primario, este aspecto se considera un

inconveniente, más por la necesidad de los mantenimientos que por las fallas.

Este sistema tiene una buena regulación de tensión y eficiencia y si se emplean

subestaciones unitarias de tamaño moderado (500-1500 kVA) los niveles de


16

cortocircuito en el secundario pueden mantenerse en límites económicos para la

selección de los interruptores.

Radial con lazo primario

Este sistema posee un lazo primario normalmente abierto que permite, ante una falla en

una sección del alimentador primario o de un transformador restablecer el servicio tan

rápidamente como en el radial expandido con alimentadores individuales, pero con un

menor costo de instalación que este, figura 1.3.

Figura 1.3: Radial con lazo primario

El costo de este sistema es un poco más elevado que el radial expandido. El costo del

cable primario es superior y se emplean dos interruptores de carga adicionales. Por otra

parte, los interruptores de carga de los transformadores son más caros que los

interruptores de desconexión de los transformadores en el sistema radial expandido.

Radial expandido con alimentadores individuales

En este sistema que se utilizan tantos alimentadores primarios como subestaciones

unitarias existen, dotando a cada alimentador de un interruptor de potencia para su

protección como se ve en la figura 1.4.

Figura 1.4: Radial expandido con alimentadores individuales


17

Este sistema es más caro debido a la mayor longitud de cable primario y a la necesidad

de más interruptores, pero mejora la fiabilidad, ya que una falla en un cable primario se

detecta y aísla automáticamente y solo afecta una subestación unitaria.

1.2.2 Circuitos en lazo

Estos circuitos como su nombre lo indica operan en lazo teniendo la desventaja de que

pueden quedar completamente desenergizado por la apertura de los interruptores de la

subestación ante un cortocircuito en cualquier punto, figura 1.5, pero presentan como

ventajas su buena regulación de voltaje y alta confiabilidad de servicio, es necesario

equiparlos con medios de protección adecuados: relevadores direccionales e

interruptores en los puntos de toma de las cargas.

Figura 1.5: Esquema de una red en lazo

1.2.3 Necesidades y exigencias de la red

Estas redes suministran la energía necesaria a todas las cargas que intervienen en el

proceso productivo, por ello, el aseguramiento de la disponibilidad y calidad de la

energía suministrada es la exigencia fundamental. Para la selección de los esquemas

deben minimizarse los costos de inversión, montaje y explotación de la red, al tiempo

que se garantiza su funcionamiento seguro y sin fallos.

La red debe satisfacer una serie de exigencias en las diversas condiciones

electrotécnicas y en especial:

Limitación de la magnitud y duración de las corrientes de cortocircuito. Estas

son de magnitud muy elevada y producen esfuerzos térmicos y electrodinámicos

en transformadores, conductores, interruptores y las máquinas eléctricas, por lo

que su efecto debe ser limitado en tiempo y reducida su magnitud en la medida

de las posibilidades.


18

Limitación de las caídas de tensión ante el arranque de grandes motores. La

limitación de estas caídas debe realizarse no solo para evitar problemas de

operación en el sistema, sino también para asegurar el arranque del propio

motor.

Aseguramiento de la estabilidad de los generadores al producirse un incidente.

Un cortocircuito u otro evento importante, puede sacar de sincronismo el o los

generadores sincrónicos.

1.3 Características de los Consumidores

Se debe destacar que los consumidores se unen al SEP en función de la potencia que

demandan y está estrechamente asociada al voltaje, por lo que existirán cargas en todos

los niveles de voltaje. Aunque no existe un límite definido para la clasificación de los

consumidores y sus potencias asociadas, se puede observar en la tabla 1.1

1.3.1 Consumidores muy grandes

Demanda de 10 MW o más. Muy frecuentemente se asocian a los mayores voltajes del

(SEP), Refinerías, acerías, fábricas de cemento, etc.…

1.3.2 Consumidores grandes

Demanda del orden de 1 a 10 MW. Generalmente se alimentan de las redes de

subtransmisión. Fábricas alimenticias, minas, etc.

1.3.3 Consumidores medianos

Demanda del orden de 100 kW hasta 1000 kW. El servicio se hace a través de las redes

de distribución primaria. Fábricas pequeñas, centros comerciales, instalaciones

hospitalarias, etc.

1.3.4 Consumidores pequeños

Demanda desde varios cientos de W hasta algunas decenas de kW. Estos clientes se

conectan a la red de distribución secundaria. Residencias, pequeños comercios y

talleres, etc. Como resumen es muy útil la Tabla 1.1. Debe aclarase que los valores

mostrados son típicos.

Líneas Función Voltaje

(kV)

Potencia

(MW) km Consumidores

Transmisión Intercambio 110 - 500 50–500 50-500 Muy grandes

Subtransmisión Electrificación 33 – 110 5- 50 10-50 Grandes


19

de una región

Distribución

Primaria

Electrificación

Menor 4,16 – 23 1-10 2-15 Medios

Distribución

Secundaria

Electrificación

Pequeña 120/240 V - 50 0,2-1,0 Pequeños

Tabla 1.1: Valores típicos de voltaje y potencia en líneas

1.4 Conductores más utilizados

En Cuba el sistema electroenergético presenta disímiles conductores en sus redes, los

cuales se diferencian tanto en calibre como en sus características constructivas y

técnicas, lo que permite realizar su selección de acuerdo a sus ventajas y desventajas en

determinadas ocasiones. En el sistema los conductores pueden ser de cobre o aluminio,

los de cobre por sus características son los más estables químicamente, pero por su alto

costo inicial obliga a utilizarlos solamente cuando su sustitución no sea posible. Por

esta razón en el sistema cubano el conductor más apropiado es el aluminio y sus

aleaciones, que aunque su reducido costo es el incentivo principal para su utilización,

hay otras ventajas que deben tomarse en cuenta: por ejemplo, tomando conductores de

similar capacidad de corriente, el conductor de aluminio tiene mejores características de

cortocircuito que su equivalente de cobre. El aluminio tiene una gran afinidad con el

oxígeno, y en presencia del aire adquiere rápidamente una película de óxido delgada,

resistente y transparente, la cual posee altas propiedades dieléctricas y es químicamente

estable y resistente a la corrosión.

1.5 Cargas

Las cargas tienen la característica que varían a lo largo del día de acuerdo con las necesidades de los

usuarios, destacándose picos de demanda en las horas más críticas. De acuerdo con la presencia de

diferentes tipos de cargas la forma de la curva horaria presenta distintos comportamientos tales como

los que se muestran en la Figura 1.6.

Figura 1.6: Tipos de cargas


20

1.6 Subestaciones

1.6.1 Importancia

La importancia de una subestación depende de la función que realiza dentro del sistema,

obedeciendo a la necesidad específica para la que halla sido diseñada y construida, su

componente principal lo constituye el transformador alrededor del cual se colocan y

operan toda una serie de equipos y dispositivos que complementan y facilitan la función

de los mismos por lo que su costo dependerá en gran medida de la complejidad y

función de los mismos. Las subestaciones de distribución tienen como objetivo

alimentar circuitos radiales, que son los más ampliamente usados, para hacer llegar la

energía hasta los consumidores. Las diferencias entre las subestaciones, radican

fundamentalmente entre las que se encuentran en áreas urbanas y las que se encuentran

en áreas rurales, las primeras son de mayor capacidad y por lo general cuentan con

varios circuitos de salida, mientras que las últimas es muy común que cuenten con un

solo circuito. Para estas últimas sobre todo, se han desarrollado instalaciones compactas

que en forma fácil y ocupando espacio reducido incorporan los principales equipos

como, transformadores, instrumentos de medición, interruptores, etc.

1.6.2 Componentes

Cuchillas

Deben operarse sin carga, ya que sus contactos no tienen capacidad para interrumpir el

arco. Solo se pueden operar energizadas para romper cargas muy pequeñas (Io de

transformadores). Cuando sus dos contactos están al mismo potencial (by - pass) pueden

accionarse con carga. Su manipulación se puede realizar con varas aisladas, de forma

neumática, eléctrica o mecánica.

Interruptores

Son dispositivos que tienen capacidad de interrupción. Sus contactos están sumergidos

en aceite, o reciben un chorro de aire o de S2F6. A diferencia de las cuchillas manipulas

corrientes de carga y de cortocircuito. Se accionan por diferentes medios: bobinas,

motores eléctricos y sistemas hidráulicos o neumáticos. La figura 1.7 muestra un

interruptor de aire comprimido.


21

Figura 1.7: Interruptor de aire

Transformadores

Los transformadores desempeñan un papel muy importante en la transportación,

suministro y distribución de la energía eléctrica, son dispositivos estáticos de alta

eficiencia con un ciclo de vida alto pero que necesitan la atención debida para un buen

uso y aprovechamiento de sus potenciales.

Barras

Son puntos de unión de dos o más elementos (líneas, transformadores, interruptores,

etc.). Están formadas por conductores, generalmente cilíndricos, rígidos, soportados por

aisladores. Son puntos de gran importancia puesto que sirven de enlace. Deben ser lo

suficientemente flexibles, de acuerdo a su importancia, para permitir manipulaciones.

1.7 Planeamiento

Planeamiento: Proceso que permite esquematizar la expansión y el mejoramiento del

sistema considerando los crecimientos futuros en:

Ubicación.

Magnitud.

Importancia de las Cargas.

Implica: Planificar a largo plazo las adiciones que, año por año, y en estrecha

correlación con los planes a corto plazo, deberán realizarse a las instalaciones existentes

de forma que se asegure su plena utilización tanto desde el punto de vista de su vida útil

como de su operación dentro del rango económico.

Pronósticos de Carga: Constituye un requerimiento básico para la previsión del

comportamiento de la carga. Este comportamiento puede estar afectado por:

1. Las características topográficas y geológicas del terreno.

2. La ubicación respecto a centros poblacionales.

3. Las condiciones económicas de la región.


22

4. Las fronteras políticas y las regulaciones urbanísticas y de uso del terreno.

1.8 Conceptos de La Unión Nacional Eléctrica

Minimizar las afectaciones del servicio al consumidor en lugar de la caída de voltaje o

el nivel de pérdidas, sin dejar de atender estos dos últimos factores, es el criterio que

debe primar para el diseño de nuevas redes eléctricas y el mejoramiento de las ya

existentes dentro de determinado rango económico según los nuevos conceptos de

planeamiento de la Unión Nacional Electica (UNE); determinándose bajo esta premisa

la longitud de las líneas, el valor de las cargas máximas por barra, subestación,

alimentador o circuito, las protecciones y posibles enlaces entre circuitos que garanticen

la fiabilidad del servicio que se presta así como todos los demás elementos a tener en

cuenta en la construcción de una red eléctrica como son el calibre y tipo de estructura a

utilizar, la conexión usada en transformadores, la ubicación óptima de las subestaciones,

etc. Como el planeamiento de las redes eléctricas comienza por el consumidor, los

niveles de demanda, el factor de carga, las características de los consumidores y el nivel

permisible de tiempo de afectación al servicio, son los parámetros que dictan el tipo de

sistema de subtransmisión que se requiere. Esto significa que el tamaño y ubicación de

las subestaciones debe ser determinado a partir del análisis de las cargas desde el nivel

transformador – servicio exclusivo y/o subestación de distribución hasta llegar a los

alimentadores que parten de las barras 110/34.5 como CMC, Juraguá, Cruces, etc.

CAPÍTULO 2: SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED DE LA PROVINCIA DE CIENFUEGOS

23

Capítulo 2: Situación actual de la red de la provincia de

Cienfuegos

Introducción

La provincia de Cienfuegos cuenta en la actualidad, aproximadamente, con 457 km de

líneas en la subtransmisión, distribuidos por los ocho municipios del territorio y la

jurisdicción de la CEN y con cinco subestaciones 110/34.5 kV que alimentan toda la carga

servida a 34.5 kV, entre estas se incluye la subestación La Moza, pues aunque se encuentra

localizada en la provincia de Villa Clara el grueso de la carga que alimenta pertenece a

nuestra provincia, y en específico al municipio Cumanayagua. Las demás subestaciones o

barras 110/34.5 kV pertenecientes a la red las constituyen Cruces 110/34.5 kV, Yaguaramas

110/34.5 kV, Juraguá 110/34.5 kV y Carlos Manuel de Céspedes (CMC) 110/34.5 kV y

todas se localizan en las cercanías de los poblados o municipios a los que deben sus

nombres, con la excepción de CMC la que se encuentra situada en los terrenos de la Central

Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes. Cada barra cuenta con sus respectivos

alimentadores los que han tomado el nombre de su interruptor correspondiente a la salida de

la subestación y se distribuyen como se muestra en la tabla 2.1.

Barras Alimentadores

CMC 1610, 1615, 1620, 1635, 1640, 1645

Cruces 75,76, 101, 1435

La Moza 332, 333

Yaguaramas 1400, 1405, 1415

Juraguá 1880, 1890

Tabla 2.1: Alimentadores por barra

2.1 Características de las Subestaciones de la Provincia

2.1.1 Subestación Carlos Manuel de Céspedes (CMC)

CMC constituye la de más trascendencia en la red por la importancia de las cargas que

alimenta, entre las que se encuentran la ciudad de Cienfuegos y las principales zonas

industriales de la provincia, así como por estar situada muy cerca del punto de mayor

generación en la provincia: Central Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes.

Esta cuenta con 50 MVA nominales de capacidad instalada en dos transformadores de

25 MVA conectados en paralelo, aunque en la práctica los mismos solo pueden llevar

22 MVA cada un por limitaciones del fabricante. De manera eventual CMC se enlaza


24

con otras barras para brindarles respaldo, esto lo hace al este con La Moza a través del

interruptor 1044 (NA) ubicado en las proximidades de la carretera a Cumanayagua, al

Norte con Cruces a través del interruptor 234 (NA) ubicado en las cercanías del poblado

de Hormiguero, al Suroeste con Juraguá a través del interruptor 219 (NA) el cual se

encuentra muy cerca del Municipio de Abreus y al Noroeste con Yaguaramas a través

del interruptor 221 (NA). Como se sabe, el enlace entre barras es de vital importancia en

la operatividad de la red de subtransmisión con el objetivo de hacer mínimo el tiempo

que se tiene al usuario sin servicio. Además a través de los alimentadores 1610 y 1615

esta se enlaza con la ciudad de Cienfuegos, en la línea 1610 se encuentran las

subestaciones San Lázaro, Reina y Plaza y culmina con Cfgos 33/4 kV donde se

encuentra el Hospital Provincial, la 1615 se conecta con las sub de Pastorita ,San Lázaro

y Cfgos 33/4 kV además de la zona industrial, motores diesel, cerámica roja, baldosa

entre otras, también a estas líneas se conectan las Baterías de Grupos electrógenos 1 de

33 kV y 2 de 13 kV situadas en Junco Sur, con el alimentador 1620 se enlaza con

cumanayagua, en esta línea se encuentran el aeropuerto, acueducto, caonao 13 kV, el

CAI Pepito Tey y en los limites Cfgos-Cumanayagua se ubican el GEA Arimao y la

Mini Hidroeléctrica San Blas.

En la actualidad las transferencias de potencia entre CMC y las diferentes barras a las

que puede brindar respaldo están limitadas por el mal estado que presentan algunos

tramos de la red.

2.1.2 Subestación Cruces

La subestación Cruces 110/34.5 kV cuenta con un transformador de 25 MVA que en la

actualidad tiene limitada su capacidad a 22 MVA por limitante de los fabricantes, al

igual que los dos de CMC. De ella parten los alimentadores enumerados anteriormente,

los que alimentan cargas fundamentalmente de tipo residencial o relacionado con la

industria azucarera pertenecientes a los municipios de Cruces, Palmira y Lajas en la

provincia.

Como ya se sabe Cruces se enlaza al Suroeste con CMC por medio de los

alimentadores 1435-1635 y a través del interruptor 234 (NA), en esta línea se

encuentran los GEA de Balboa y Hormiguero además del CAI Mal Tiempo, también

con este alimentador pero con el interruptor 213(NA) puede enlazarse con Yaguaramas

,Juraguá y con CMC , con esta ultima por medio del alimentador 1640, con el

interruptor 6625 se conecta la BAT Diesel, en los interruptores 6670 y 6674 se


25

encuentran las tres BAT Fuel de cruces, sin embargo con el alimentador 75 puede

enlazarse al Norte con Santa Clara por el interruptor 464 (NA),donde se ubican los

antiguos CAI Marta Abreus y Carlos Caraballo ahora fabricas de pastas además del

municipio de Ranchuelo, el alimentador 76 se encarga principalmente del sector

residencial mientras que el 101 tiene al CAI Caracas y al municipio de Lajas, sin

embargo puede enlazarse también al Norte en las cercanías del poblado de Esperanza

con las barras Santo Domingo 110/34.5 kV y Santa Clara 110/34.5 kV pertenecientes a

la provincia de Villa Clara. En el caso de la barra que nos ocupa también existen

limitaciones en cuanto a las transferencias de potencia en los esquemas de emergencia,

las que están dadas fundamentalmente por los calibres tan bajos y en tan mal estado

presentes en algunos tramos del tronco de los alimentadores 1435 y 75.

2.1.3 Subestación Yaguaramas

Es de gran importancia en la red de la provincia por el peso que tienen económicamente

hablando muchas de sus cargas en la región, entre las que se encuentran dos grandes

productores de azúcar, además de las extensas zonas agrícolas de Horquita, los planes

arroceros del municipio Aguada, el acueducto de Yaguaramas y las zonas urbanas de los

municipios de Rodas y Aguada por solo mencionar algunas de las más importantes. Al

igual que la barra Cruces 110/34.5 kV, Yaguaramas tiene una capacidad nominal de 25

MVA en un solo transformador conectado, que también tiene limitada su capacidad a 22

MVA por las ya conocidas restricciones de fabricación. Los alimentadores 1415 y 1405

son los que sirven las cargas más alejadas y de más peso de la barra, llevando el 1400

solo la demanda en cargas muy cercanas a la subestación. Esta barra puede enlazarse

con las subestaciones Juraguá 110/34.5 kV o CMC indistintamente a través de la

combinación de los interruptores 221(NA), 291(NC) y 219(NA) y con la Subestación

Colón 110/34.5 kV a través de los interruptores 4057 (NA). En el caso de Yaguaramas

no existen limitaciones a la hora de asumir la carga que pudiera llevar de otras barras

teniendo en cuenta su estado de cargabilidad, ya que los troncos de los alimentadores

1415 y 1405 a través de los cuales se realizan los enlaces tienen un calibre adecuado.

2.1.4 Subestación La Moza

Aunque esta barra se encuentra situada fuera de la provincia tiene gran importancia para

la misma, puesto que alimenta la zona urbana del municipio de Cumanayagua, el

Combinado Lácteo situado en este municipio, la Empresa Pecuaria más grande de la


26

provincia así como los bombeos Paso Bonito y Cemento de gran interés en la red

hidráulica del territorio.

La subestación La Moza cuenta con 25 MVA nominales de capacidad instalada en dos

transformadores de 12.5 MVA cada uno conectados en paralelo. Los problemas de

fabricación ya conocidos están también presentes en estos transformadores limitándose

la capacidad de los mismos a 11 MVA, que totalizan 22 MVA. El alimentador 333 es el

que sirve las cargas de más peso y más alejadas de la barra. La Moza enlaza en la

provincia con la CMC en el interruptor 1044(NA) viéndose limitada su transferencia de

potencia hacia esta última por problemas de que tiene el tronco del alimentador 332

desde la Sub El Hoyo hasta la Sub Tablón y el tronco del 333 desde el interruptor 6049

al enlace con CMC en el interruptor 1044.

2.1.5 Subestación Juraguá

Esta subestación formó parte del proyecto y puesta en marcha de la construcción de la

Central Electronuclear Juraguá. A pesar de la paralización de la CEN, la barra en la

actualidad alimenta algunas cargas de interés como la Papelera Damují, las zonas

urbanas del municipio Abreus y de la CEN. La capacidad nominal de la barra es de 25

MVA concentrada en un solo transformador que a diferencia de los de las demás barras

no tiene problemas de fabricación que limiten su capacidad. Esta se enlaza con la CMC

a través del interruptor 219 (NA) y con yaguaramas por medio del 221 (NA). Las

transferencias de potencia hacia CMC y Yaguaramas están limitadas en la actualidad

por problemas con el conductor que presenta un tramo del tronco del alimentador 1880

a través del cual se realizan los enlaces. Al alimentador 1880 le corresponde alimentar

casi la totalidad de las subestaciones servidas por Juraguá, entre las que se incluyen las

más alejadas.

2.2 Determinación de los interruptores normalmente abiertos (NA)

Se lleva a cabo una revisión detallada del monolineal de la red de la provincia de

Cienfuegos y se realizó la actualización del mismo. Para la actualización del

monolineal me apoyé en los registros y datos resientes del despacho eléctrico

provincial. Se hizo un estudio del caso base para determinar los interruptores que deben

operar normalmente abiertos (NA) en las condiciones normales de operación de las

líneas de los lazos de la red de la provincia .El principio fundamental fue estudiar los

resultados del flujo de potencia corrido con todos los interruptores cerrados con el fin de


27

seleccionar los tramos con menor transferencia de potencia y a partir de ahí ver si en

ese tramo hay un interruptor que seria el seleccionado, o en caso contrario ver cual es el

mas cercano a ese punto.

Esta corrida se realizó con el voltaje normal de operación de 34.5 kV.

Tramo de línea P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Interruptor (NA)

Colón-Yaguaramas

(501-1415) 1.81 0.09 1.81 4057

Tabla 2.2: Menor transferencia de potencia por el interruptor 4057

Figura 2.1: Tramo Colón-Yaguaramas


Yaguaramas-Juraguá

(1405-1880) 0.10 0.03 0.11 221


Figura 2.2: Tramo Yaguaramas-Juraguá


28


Juraguá-CMC

(1880-1640) 1.61 0.77 1.78 219


Figura 2.3: Tramo Juraguá-CMC


CMC-CMC

(1640-1635) 0.90 0.32 0.95 213


Figura 2.4: Tramo CMC-CMC


CMC-Cruces

(1635-1435) 0.49 0.64 0.81 234



29

Figura 2.5: Tramo CMC-Cruces


CMC-CMC

(1610-1615) 5.14 1.14 5.26 6543




Moza-Moza

(333-332) 2.41 1.08 2.64 6048



30

Figura 2.7: Tramo Moza-Moza


CMC-CMC

(1620-1615) 0.80 0.22 0.83 6512




CMC-Moza

(1620-333) 0.40 0.12 0.41 1044



31

Figura 2.9: Tramo CMC-Moza

Luego de realizar las corridas del PSX se ha determinado en cada tramo de línea donde

se encuentra la menor transferencia de potencia y así donde se debe ubicar el interruptor

que debe permanecer normalmente abierto para laboral la operación radial de estas

líneas.

2.3 Determinación de las condiciones normales de operación de la Red

Para determinar las condiciones normales de operación de la red de la provincia me

apoyé igualmente en el software PSX, esta ves el monolineal se encuentra como debe

operar normalmente la red o sea con los interruptores abiertos (NA) en los tramos

seleccionados ya determinados en el epígrafe anterior, con esto se garantiza que exista

una adecuada transferencia de potencia y que el voltaje mínimo en el nodo más alejado

sea el correcto. En la actualidad se esta llevando a cabo una revolución energética en el

país, la generación distribuida es una de sus nuevas aplicaciones, se han instalados

Grupos Electrógenos Aislados (GEA) en diferentes puntos de la red para apoyar la

generación en la provincia, es necesario tener en cuenta lo anterior expuesto por lo que

se determina llevar a cabo dos corridas una con generación (GEA) y otra sin generación.

Aquí analiza el flujo de potencia en cada interruptor y se observa si el voltaje en el nodo

mas alejado del interruptor es correcto (33 kV ± 5 %). Estas corridas se realizan con el

voltaje normal de operación de 34.5 kV.


32

2.3.1 Sin generación de Grupos Electrógenos Aislados (GEA)

Interruptores P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV)

Yaguaramas

1415 10.76 4.96 11.85 32.15 (Paletz33)

1405 7.80 3.42 8.51 32.63 (Turq33)

1400 4.17 1.29 4.37 34.17 (Sanlgn33)

Juraguá

1880 5.76 3.09 6.53 33.00 (Abreus33)

1890 3.32 0.92 3.45 34.39 (Cen233)

La Moza

333 8.82 4.19 9.77 32.11 (Cmygua33)

Cruces

75 9.90 4.37 10.82 33.87 (Mabreu33)

76 3.32 1.40 3.60 34.69 (76)

101 4.35 1.18 4.50 34.35 (Lajas33)

1435 8.49 2.89 8.96 34.19 (Bcruc333)

CMC

1610 8.62 4.66 9.79 33.93 (Reina33)

1615 17.20 6.32 18.30 33.21 (Obj1-33)

1620 7.83 3.57 8.61 32.10 (SanBla33)

1635 6.02 2.07 6.36 33.37 (Tritu33)

1640 3.13 1.23 3.36 33.90 (14Jul633)

1645 3.21 1.46 3.44 34.16 (EmpRiego)

Tabla 2.2: Flujo de potencia y voltaje mínimo en los nodos más alejados

2.3.2 Con Generación (GEA)

Para las líneas que no tienen ubicados GEA no se realiza la corrida pues sus

parámetros no cambian con relación a la condición anterior.

Interruptor 1435: En este línea se encuentra ubicado el (GEA) Balboa el cual cuenta

con dos generadores de 1150 kVA y dos transformadores de 1250 kVA, un poco más


33

alejado del interruptor se encuentra el (GEA) Hormiguero que tiene también dos

generadores, uno de 1150 kVA y un transformador de 1250 kVA mientras que el otro

tiene una capacidad de generación de 2360 kVA y de transformación de 2500 kVA,

aquí se realizan corridas con cada (GEA) y luego los activamos a los dos a la ves.

GEA P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin(kV)

Balboa 7.09 2.93 7.67 34.22 Bcruc333

Hormiguero 6.36 2.78 6.94 34.35 Bcruc333

Balb-Horm 4.96 2.83 5.62 34.38 Bcruc333

Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Balboa y Hormiguero en línea

Interruptor 1415: Aquí se encuentra el (GEA) Antonio Sánchez que tiene dos

generadores de 2360 kVA y dos transformadores de 2500 kVA.

GEA P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV)

A. Sánchez 7.78 4.71 9.09 32.56 Paletz33

Tabla 2.12: Flujo de potencia y voltaje mínimo con A. Sánchez en línea

Interruptor 1620: En el mismo están el (GEA) Arimao y la Mini Hidroeléctrica de San

Blás, Arimao cuenta con dos generadores de 1150 kVA y dos transformadores de 1250

kVA, mientras que San Blás tiene 1000 kVA y un transformador de 1600 kVA, también

se realizan corridas independientes y luego una corrida con los dos activados.

GEA P(MW0 Q(MVAr) S(MVA) Vmin (kV)

Arimao 6.34 3.40 7.19 32.65 SanBla33

SanBlás 6.76 3.45 7.58 32.69 SanBla33

Arim - SanB 5.30 3.32 6.25 33.23 SanBla33

Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Arimao y San Blas en línea

Interruptor 1890: Se encuentra aquí el (GEA) de Juraguá que tiene también dos

generadores, uno de 1150 kVA y un transformador de 1250 kVA, mientras que el otro

tiene una capacidad de generación de 2360 kVA y de transformación de 2500 kVA.


Juraguá 1.21 0.78 1.43 34.81 Cen233

Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con Juraguá en línea

Interruptor 1615: Aquí se ubican las baterías de Junco Sur de 33 y 13 kV

respectivamente las cuales cuentan con ocho generadores cada una de 2360 kVA y ocho

transformadores de 2500 kVA, también se realizan corridas independientes y luego una

corrida con los dos activados.


34


J. Sur 33 6.09 2.65 6.64 34.10 Motore33

J. Sur 13 6.27 8.05 10.2 33.36 Motore33

J. Sur 13 y 33 4.53 5.15 6.85 33.92 Motore33

Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con J.Sur 13 y 33 en línea

Interruptor 333: La batería El Tablón cuenta con nueve generadores de 425 kVA y tres

transformadores de 1250 kVA y con dos generadores de 500 kVA y un transformador

de 1000 kVA.


B. Tablón 6.47 3.72 7.46 32.69 Cmygua33

Tabla 2.11: Flujo de potencia y voltaje mínimo con El Tablón en línea

2.4 Conclusión del Capítulo

Se ha determinado la menor transferencia de potencia en cada lazo y así los

interruptores que deben operar normalmente abiertos (NA) en los mismos, además en

las condiciones normales de operación se ha llegado a la conclusión de que el flujo de

potencia en cada interruptor dado por la carga instalada en el mismo es correcto como

también son satisfactorios los voltajes en los nodos mas alejados pues se encuentran en

el rango (33 kV ± 5 %), al aplicar la generación (GEA) se puede ver como la

transferencia de potencia por los interruptores es menor lo que permite una mejor

operación, además se observa como el voltaje mínimo en el nodo mas alejado aumenta.

CAPÍTULO 3: ANÁLISIS DE LOS REGÍMENES DE AVERIAS Y MANIPULACIÓN EN CALIENTE DE INTERRUPTORES

35

Capítulo 3: Análisis de los regímenes de averías y

manipulación en caliente de interruptores

3.1 Regímenes de avería

El estudio de los regímenes de averías se realiza con el fin de analizar la posibilidad de

darle servicio a la mayoría de las cargas en caso de que exista una avería o

mantenimiento en algún elemento del sistema.

Se analizan diferentes variantes, en las mismas se simulan averías para determinar si es

posible brindar servicio a las cargas afectadas o a parte de estas, siempre dentro de los

límites técnicos permisibles y procediendo a aislar la sección de la línea afectada

valiéndonos de los interruptores en aire instalados en las mismas. Se consideró la

posibilidad de limitar la carga en algunos nodos intermedios cuando fue necesario para

mejorar los voltajes en las últimas cargas en condiciones críticas.

Este análisis es posible realizarlo debido a que las líneas de subtransmicion de 33 kV

son capaces de enlazarse entre ellas .En nuestro caso el despacho eléctrico provincial

determinó llevar acabo el estudio en el lazo CMC – LA MOZA a través de los

interruptores 1620-333, además de la posibilidad que tiene el interruptor 1620 de

asumir en caso de avería a Cfgos 4 kV y parte de la carga del municipio de Cienfuegos

pertenecientes a las líneas de los interruptores 1610 y 1615.

Se tomó como límite de voltaje 31.35 que es el -5 % del voltaje nominal 33 kV de la

mayoría de los transformadores del lazo. Es necesario mencionar que en casos de avería

el voltaje de envío que se utiliza es 35 kV.

3.1.1 Variantes Analizadas

Usando el software PSX se determinan las transferencias de potencia por los

interruptores y los voltajes en los nodos.


36

1. Línea del interruptor 1620 hasta el Interruptor 77

Figura 3.1: 1620-77

Interruptores (GEA) en línea (Arimao + San Blas)

Cerrado Abierto P(MW) Q(MVAr) S(MVA

1044 77 2.4 0.49 2.45

Flujo de potencia por el

Interruptor 1620

P(MW) Q(MVAr) S(MVA) Vmin(kV)

8.89 5.42 10.41 31.65

Tabla 3.1: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta el interruptor 77

Al realizar la corrida se determinó que el resultado es aceptable pues el voltaje se

encuentra en el rango permisible por las normas (31.35 kV).

2. Línea del Interruptor 1620 hasta El Tablón

Figura 3.2: 1620 hasta El Tablón


37

Interruptores

(GEA) en línea

(Arimao + San Blas + Tablón)


1044 6049 4.6 0.93 4.69


Interruptor 1620


8.73 6.15 10.67 30.58

Tabla 3.2: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta El Tablón

En esta variante el voltaje mínimo en El Tablón no es aceptable por lo que se propone

retirar carga parcialmente, en El Tablón existen dos circuitos, se apaga uno y en caso de

ser posible en una avería se alternaría con el otro, para no afectar todo el tiempo a los

mismos usuarios, así logramos que el voltaje mínimo en la zona este en el rango

permisible Vmin 32.03 kV.

3. Línea del interruptor 1620 hasta el bombeo de Paso Bonito

Figura 3.3: 1620 hasta el bombeo de Paso Bonito

Interruptores

(GEA) en línea

(Arimao + San Blas + Tablón)


1044 6049 4.6 0.93 4.69

6048 6046


38


Interruptor 1620


9.08 6.02 10.89 29.50

Tabla 3.3: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta hasta Paso Bonito

Como se observa el voltaje mínimo no es correcto, pero como este punto es de gran

importancia para la provincia se propone retirar carga parcialmente, en el Tablón

existen dos circuitos se abre uno y se alterna con en otro y Cumanayagua que tiene un

solo circuito se apagaría totalmente, así se logra que el voltaje mínimo se encuentre en

norma Vmin (nodo) 31.85 kV.

4. Línea del interruptor 1620 alimentando San Lázaro, Cfg 4kV y Plaza

Figura 3.4: 1620 alimentando San Lázaro, Cfg 4kv y Plaza

Interruptores (GEA) en línea (Junco sur 33)


6512 1615 11.2 2.27 11.43

6543 1610

619 658


Interruptor 1620


23.24 8.09 24.6 33.29

Tabla 3.4: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta San Lázaro, Cfg 4kv y Plaza


39

Como se observa el voltaje mínimo en el nodo mas alejado es correcto, pero sin

embargo la línea se encuentra sobrecargada, se propone retirar carga en nodos

intermedios como Circunvalación o Caonao y así no sobrecargar la línea.

5. Línea del interruptor 1620 hasta San Lázaro

Figura 3.5: 1620 hasta San Lázaro

Interruptores Sin (GEA) en línea

Cerrado Abierto

6512 1615

658


Interruptor 1620


24.99 11.51 27.51 31.73

Tabla 3.5: Flujo de potencia por el interruptor1620 el cual alimenta a San Lázaro

Como se observa el voltaje mínimo es permisible, pero la línea se encuentra

sobrecargada, por lo que se propone retirar carga en un nodo intermedio por ejemplo

circunvalación.


40

6. Línea del interruptor 1620 hasta San Lázaro y ramal reina

Figura 3.6: 1620 hasta San Lázaro y ramal reina

Interruptores

Sin (GEA) en línea

Cerrado Abierto

6512 1615

6543 1610

658

6528


Interruptor 1620


28.24 13.75 31.4 31.83

Tabla 3.6: Flujo de potencia por el interruptor1620 hasta San Lázaro y ramal reina

nota: Cfg 4kV y plaza pasan a Distribución

Como se observa el voltaje mínimo es correcto, pero la línea esta sobrecargada por lo

que se propone retirar carga en circunvalación y caonao, Vmin (nodo) 33.09 kV.


41

3.2 Manipulación en caliente de interruptores en aire de 33 kV de

operación conjunta

Los enlaces entre subestaciones de 33kv además de los interruptores de operación

automática cuentan con interruptores de operación conjunta en aire de 33kV que nos

permite una adecuada seccionalización de las líneas, dando de esta forma una mayor

confiabilidad de servicio a los consumidores. Estos interruptores para que puedan

manipularse en caliente tienen que cumplir con las siguientes especificaciones:

Serán de acción conjunta

Poseen rompe arcos

La separación entre los polos no será inferior a 1.4 m

La resistencia de aterramiento será inferior a 10 Ohm

Los interruptores antes mencionados están autorizados a interrumpir cargas de hasta 800

kVA y la desconexión de líneas sin carga de longitud no mayor de 30 km. Para su

manipulación rompiendo lazos en líneas de 33kV entre las subestaciones es necesario

efectuar un estudio para determinar las condiciones específicas en que se podrá realizar

la operación. Para esto se hace necesario calcular las impedancias del lazo

correspondiente y con este valor calcular la corriente o potencia máxima permisible a

interrumpir en el mismo. Para esto se hace necesario la utilización de las siguientes

formulas empíricas, aplicadas por las áreas de regímenes de todos los despachos

provinciales de la UNE.

Para zt < 20 Ω

Para zt ≥ 20 Ω

Donde:

Zt = Impedancia del lazo que se estudia

λ = 3.75 Cte.


42

3.2.1 Variante 1: Análisis del esquema para la condición de operación

normal del lazo

Figura 3.7: Condición de operación normal del lazo

Determinación de la impedancia del lazo

Para determinar la impedancia del lazo se tomó de los datos del esquema la impedancia

en (p.u.) de todas las líneas y de los transformadores. En la siguiente figura se muestra

el esquema normal del lazo. Se analizan dos variantes en la operación del lazo, una en

condiciones de operación normal y otra condición con mayor impedancia en el lazo.

La Impedancia de las líneas y los transformadores se pueden ver en el anexo # 2

Impedancia total del lazo

R (p.u.) X (p.u.)

Transf en paralelo (T248, T249) 0,009415 0,470835

Línea 1620 - 333 1,52665 2,06592

Transf CMC en paralelo (T81, T71) 0,00675 0,225

Paralelo CMC 110 - Cfg 220 0,00227704 0,0072

Paralelo Cfg 220 - SC 220 0,00775516 0,09918523

Paralelo Líneas (L77 , L78) 0,0028 0,009

Línea (L_69) 0,0595 0,1352

SUMA

Z p.u.

1,6151472

3,41802489

3,01234023


43

Z (Ohm) =37,22229104

Como la impedancia total del lazo es mayor de 20 Ohm se aplica la ecuación

Donde: λ=3.75

Como resultado se obtiene

I m (Z > 20 Ohm) = 78, 13976693

MVA máx. = 4,466287532

Para que algún interruptor pueda manipularse con la línea operando en lazo no puede

presentar una transferencia mayor de 4.46 MVA

Transferencia de potencia por cada interruptor

Para determinar la transferencia por cada interruptor se realizaron corridas con el PSX

para diferentes condiciones de voltaje en las barras de La Moza y CMC, además se

realizan dos análisis uno sin la generación (GEA) y otro con generación en línea.

En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos

Voltaje Envío

(kV) Interruptor 6520

CMC La Moza P(MW) Q(MVAr) S(MVA)

34 35 6.99 0.53 7.01

34.5 35 7.35 0.18 7.35

34 34.5 7.52 0.23 7.52

34 34 7.86 0.79 7.89

34.5 34.5 7.89 0.59 7.91

35 35 8.11 0.67 8.13

34.5 34 8.23 1.16 8.31

35 34.5 8.26 1.07 8.32

35 34 8.63 1.55 8.76

Voltaje Envío

(kV) Interruptor 1044


34.5 34 3.95 0.83 4.03

35 34.5 3.97 0.91 4.07

35 35 3.83 1.29 4.04

34.5 34.5 3.62 1.38 3.87

34 34 3.58 1.19 3.77

35 34 4.33 0.45 4.35


44

34.5 35 3.1 2.13 3.76

34 34.5 3.25 1.73 3.68

34 35 2.74 2.47 3.68

Voltaje Envío (kV) Interruptor 1294


34.50 34.00 3.47 1.01 3.61

35.00 34.50 3.50 1.09 3.66

35.00 35.00 3.36 1.46 3.66

34.50 34.50 3.15 1.55 3.51

34.00 34.00 3.11 1.36 3.39

35.00 34.00 3.85 0.64 3.90

34.50 35.00 2.63 2.30 3.49

34.00 34.50 2.79 1.90 3.37

34.00 35.00 2.27 2.64 3.48



35.00 34.00 0.48 2.31 2.35

35.00 34.50 0.14 2.77 2.77

34.50 34.00 0.11 2.69 2.69

35.00 35.00 0.006 3.13 3.13

34.50 34.50 0.20 3.23 3.23

34.00 34.00 0.24 3.04 3.05

34.50 35.00 0.72 3.97 4.03

34.00 34.50 0.56 3.58 3.62

34.00 35.00 1.08 4.32 4.45

Como se observa el interruptor 6520 no puede manipularse con la línea operando en

lazo, se realizó el análisis para diferentes condiciones de voltaje pero la transferencia de

potencia por el mismo es mayor que 4.46 MVA.


45

A continuación se muestran los interruptores que pueden manipularse rompiendo lazos

en caliente y se recomiendan los voltajes en las subestaciones CMC y La Moza para que

dicha manipulación sea óptima.

Interruptor 1044

Interruptor 1294

Interruptor 77

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

34.00 35.00 34.00 34.50 35.00 34.00

Tabla 3.7: Interruptores que se pueden manipular y voltajes recomendados en cada subestación

Con generación (GEA)

Este análisis se realiza con la generación de Arimao, San Blás y El Tablón en línea.



34.00 35.00 4.50 0.60 4.53

34.50 35.00 5.01 0.04 5.01

34.00 34.50 5.00 0.15 5.00

34.00 34.00 5.32 0.71 5.36

34.50 34.50 5.18 0.33 5.19

35.00 35.00 5.38 0.43 5.39

34.50 34.00 5.50 0.90 5.57

35.00 34.50 5.71 1.01 5.79

35.00 34.00 5.87 1.29 6.01



34.50 34.00 3.73 0.87 3.83

35.00 34.50 3.94 0.76 4.01

35.00 35.00 3.62 1.34 3.86

34.50 34.50 3.41 1.43 3.69

34.00 34.00 3.55 1.06 3.70

35.00 34.00 4.09 0.49 4.11

34.50 35.00 3.25 1.72 3.67

34.00 34.50 3.24 1.61 3.61

34.00 35.00 2.74 2.36 3.61


46



34.50 34.00 3.26 1.04 3.42

35.00 34.50 3.46 0.94 3.58

35.00 35.00 3.15 1.50 3.48

34.50 34.50 2.95 1.59 3.35

34.00 34.00 3.08 1.23 3.31

35.00 34.00 3.61 0.67 3.67

34.50 35.00 2.79 1.88 3.36

34.00 34.50 2.78 1.77 3.29

34.00 35.00 2.28 2.53 3.40



35.00 34.00 0.26 2.34 2.35

35.00 34.50 0.11 2.61 2.61

34.50 34.00 0.09 2.72 2.72

35.00 35.00 0.20 3.17 3.17

34.50 34.50 0.40 3.26 3.28

34.00 34.00 0.26 2.90 2.91

34.50 35.00 0.56 3.55 3.59

34.00 34.50 0.57 3.44 3.48

34.00 35.00 1.07 4.20 4.33

Como se observa con la generación de Arimao, San Blás y El Tablón en línea la

transferencia de potencia por los interruptores para diferentes condiciones de voltaje en

CMC y La Moza es menor en algunos casos, aunque por el interruptor 6520 como se

observa la transferencia es menor no puede manipularse con la línea operando en lazo,

pues la transferencia de potencia por el mismo sigue siendo mayor que 4.46 MVA,se

muestra a continuación el voltaje idóneo para la manipulación en caliente de estos

interruptores que como se puede ver no varía con respecto al epígrafe anterior.


47

Interruptor 1044

Interruptor 1294

Interruptor 77

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

34.00 35.00 34.00 34.50 35.00 34.00


3.2.2 Variante 2: Análisis del esquema para la condición de mayor

impedancia del lazo

La variante de peores condiciones para operar el lazo es cuando este tenga mayor

impedancia por lo tanto se calcula la impedancia eliminando las líneas y

transformadores en paralelo.

Aunque como se explicó anteriormente se deben eliminar todas las líneas y

transformadores en paralelo para obtener la mayor impedancia del lazo, esto es

prácticamente imposible que ocurra físicamente en el Sistema Electroenergético

Nacional pues las transferencias por los elementos restantes serían elevadas, en la figura

se muestra una condición que pudiera considerarse como crítica.

Figura 3.8: Condición de mayor impedancia del lazo

Determinación de la impedancia del lazo

Impedancia total del lazo

R (p.u.) X (p.u.)

Transf T248 0,01883 0,94167

Línea 1620 - 333 1,52665 2,06592

Transf CMC T81 0,0135 0,45


48

paralelo Línea (L73,L_72) 0,00374868 0,01101176

paralelo (Cfg220,SC220) 0,0338398 0,15148195

Línea L78 0,0056 0,018

Línea L_69 0,0595 0,1352

SUMA 1,66166848 3,77328371

Z p,u 4,12296157

Z (Ohm) 44,8990515

Como la impedancia total del lazo es mayor de 20 Ohm se aplica la ecuación

Donde: λ=3.75

Como resultado se obtiene

Im (Z > 20 Ohm)= 71,146752

MVA máx = 4,06658305

Para esta variante para que algún interruptor pueda manipularse con la línea operando

en lazo no puede presentar una transferencia mayor de 4.06 MVA

Transferencia de potencia por cada interruptor



34.00 35.00 7.18 0.32 7,18

34.50 35.00 7.51 0.06 7,51

34.00 34.50 7.50 0.24 7,50

34.00 34.00 7.65 0.52 7,66

34.50 34.50 7.83 0.50 7,84

35.00 35.00 8.01 0.50 8,02

34.50 34.00 8.30 1.19 8,38

35.00 34.50 8.32 1.07 8,38

35.00 34.00 8.47 1.34 8,57


49



34.50 34.00 4.01 0.80 4,08

35.00 34.50 4.04 0.92 4,14

35.00 35.00 3.74 1.46 4,02

34.50 34.50 3.55 1.46 3,83

34.00 34.00 3.38 1.45 3,68

35.00 34.00 4.18 0.66 4,23

34.50 35.00 3.25 2.02 3,82

34.00 34.50 3.23 1.72 3,65

34.00 35.00 2.74 2.36 3,61



35.00 34.00 0.34 2.72 2,74

35.00 34.50 0.20 2.78 2,78

34.50 34.00 0.18 2.66 2,66

35.00 35.00 0.09 3.31 3,31

34.50 34.50 0.27 3.31 3,32



34.50 34.00 3.54 0.98 3,67

35.00 34.50 3.56 1.10 3,72

35.00 35.00 3.26 1.64 3,64

34.50 34.50 3.08 1.64 3,48

34.00 34.00 2.91 1.62 3,33

35.00 34.00 3.70 0.84 3,79

34.50 35.00 2.78 2.19 3,53

34.00 34.50 2.77 1.89 3,35

34.00 35.00 2.28 2.53 3,40


50

34.00 34.00 0.44 3.31 3,33

34.50 35.00 0.57 3.86 3,90

34.00 34.50 0.58 3.57 3,61

34.00 35.00 1.07 4.20 4,33

Como se observa el interruptor 6520 no puede manipularse con la línea operando en

lazo, se realizó el análisis para diferentes condiciones de voltaje pero la transferencia de

potencia por el mismo es mayor que 4.06 MVA.

A continuación se muestran los interruptores que pueden manipularse rompiendo lazos

en caliente y se recomiendan los voltajes en las subestaciones CMC y La Moza para que

dicha manipulación sea óptima.

Interruptor 1044

Interruptor 1294

Interruptor 77

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

34.00 35.00 34.00 34.00 34.50 34.00


Con generación (GEA)

En esta variante también se realiza un análisis con la generación de Arimao, San Blas y

El Tablón en línea.



34.00 35.00 4,64 0,27 4,64

34.50 35.00 4,95 0,01 4,95

34.00 34.50 4,63 0,12 4,63

34.00 34.00 4,91 0,41 4,92

34.50 34.50 5,24 0,55 5,26

35.00 35.00 5,11 0,13 5,11

34.50 34.00 5,52 1,08 5,62

35.00 34.50 5,71 1,12 5,81

35.00 34.00 5,99 1,65 6,21



51



34.50 34.00 3,28 0,86 3,39

35.00 34.50 3,46 0,83 3,55

35.00 35.00 2,89 1,79 3,39

34.50 34.50 3,01 1,38 3,31

34.00 34.00 2,7 1,51 3,09

35.00 34.00 3,73 0,32 3,74

34.50 35.00 2,73 1,93 3,34

34.00 34.50 2,42 2,04 3,16

34.00 35.00 2,42 2,2 3,27



35.00 34.00 0,37 1,99 2,02

35.00 34.50 0,11 2,49 2,49

34.50 34.00 0,07 2,53 2,53

35.00 35.00 0,46 3,45 3,48

34.50 34.50 0,33 3,05 3,06

34.00 34.00 0,65 3,19 3,25


34.50 34.00 3,75 0,69 3,81

35.00 34.50 3,94 0,65 3,99

35.00 35.00 3,35 1,62 3,72

34.50 34.50 3,48 1,21 3,68

34.00 34.00 3,15 1,35 3,42

35.00 34.00 4,21 0,14 4,21

34.50 35.00 3,19 1,76 3,64

34.00 34.50 2,87 1,88 3,43

34.00 35.00 2,88 2,03 3,52


52

34.50 35.00 0,62 3,59 3,64

34.00 34.50 0,93 3,72 3,83

34.00 35.00 0,93 3,87 3,98

Como se observa con la generación de Arimao, San Blás y El Tablón en línea la

transferencia de potencia por los interruptores para diferentes condiciones de voltaje en

CMC y La Moza es menor en algunos casos, aunque por el interruptor 6520 como se

puede ver la transferencia es menor no puede manipularse con la línea operando en

lazo, pues la transferencia de potencia por el mismo sigue siendo mayor que 4.06

MVA,se muestra a continuación el voltaje idóneo para la manipulación en caliente de

estos interruptores .

Interruptor 1044

Interruptor 1294

Interruptor 77

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

kV en

CMC

kV en La

Moza

34.00 34.00 34.00 34.00 35.00 34.00


3.3 Propuesta de normas de operación

3.3.1 Observaciones sobre las normas de operación

1. Los cálculos para la confección de las normas están basados en los datos de los

períodos de mayor carga o régimen de máxima.

2. Todos los Interruptores que se pueden abrir “en caliente” se podrán cerrar bajo

cualquier condición de carga y excepcionalmente contra posibles fallas.

3. Para realizar las operaciones de lazo hay que comprobar que están cerrados los

interruptores alimentadores de las líneas en cuestión cuando se vaya a abrir el

mismo.

4. La utilización de las Normas no excluye la aplicación de otras medidas de

seguridad dictadas o que se dicten para la realización de las manipulaciones.

5. El Área Operativa debe comunicar al Área de Regímenes cualquier alteración

en el esquema actual que pueda implicar una revisión de lo establecido en las

Normas.


53

6. Cuando se opere con esquemas anormales, se deberá chequear la cargabilidad

de la línea y del banco de transformadores que asumen la carga, para evitar

sobrecargas inadmisibles que puedan producir daños a equipos o disparos por

protecciones.

MANIPULACION EN CALIENTE DE INTERRUPTORES EN AIRE DE

ACCION CONJUNTA DE 33 kV

Subestación CMC con La Moza. Línea del 1620 con el 333.

Condición: Enlazadas por 110 kV ambas subestaciones.

Interruptor Lugar Condición de operación para la apertura

6520

Caonao

No permite manipulación

1044

Asfalto

Mantener 34.0 kV en CMC y 35.0 kV en La Moza

1294

Cumanayagua

Mantener 34.0 kV en CMC y 34.5 kV en La Moza

77

Tablón

Mantener 35.0 kV en CMC y 34.0 kV en La Moza Tabla 3.11: Interruptores que se pueden manipular y condiciones de operación

ESQUEMAS ANORMALES O DE AVERÍA

LÍNEA INT: 1620 DE SUBEST: C.M.C. 34.5 kV

1. Int. 1620: Esquema para alimentar hasta el interruptor 77 (Lin. int. 333)

Voltaje de envío: 35.0 kV

Interruptores Vmin.(kV) Retirar carga por

orden según Volt

Generación(GEA)

Abto Cdo

31.65

Arimao + San Blas 77 1044

2. Int. 1620: Esquema para alimentar Zona de El Tablón (Línea int. 333)



orden según Volt

Generación(GEA)

Abto Cdo

32.03

Tablón 1 circuito

Arimao +

San Blas+Tablón 6049 1044

3. Int. 1620: Esquema para alimentar el Bombeo de Paso Bonito (Línea int. 332)



54


orden según Volt

Generación(GEA)

Abto Cdo

31.85

Tablón 1 circuito

Cumanayagua

Arimao +

San Blas+Tablón

6049 1044

6046 6048

4. Int. 1620: Esquema para alimentar Zona de San Lázaro, Cfg 4 kV y Plaza



orden según Voltaje

Generación(GEA)

Abto Cdo

33.29

Circunvalación y

caonao

Junco Sur 33 kV

1615 6512

1610 6543

658 619

5. Int. 1620: Esquema para alimentar Zona de San Lázaro



orden según Volt

Generación(GEA)

Abto Cdo

31.73

Circunvalación

1615 6512

658

6. Int. 1620: Esquema para alimentar Zona de San Lázaro y ramal reina



orden según Voltaje

Generación(GEA)

Abto Cdo

33.09

Circunvalación y

caonao

1615 6512

1610 6543

658

6528


55

3.4 Conclusión del Capítulo

Como se observa se realizó un estudio de los regímenes de avería y se determinó la

posibilidad que tiene el interruptor 1620 de asumir cargas de interés en la provincia por

determinadas deficiencias en la red, además se determinaron los interruptores que se

pueden manipular rompiendo lazos en caliente y se recomiendan los voltajes para este

proceso, lo planteado anteriormente se analizó con y sin generación (GEA) por lo que

determinamos que estas nuevas tecnologías influyen positivamente en caso de averías o

de manipulación en caliente, lo planteado anteriormente queda plasmado en la

propuesta de normas de operación .

CONCLUSIONES

56

Conclusiones

Se determinaron los interruptores normalmente abiertos que deben operar en

cada lazo, comprobando que el flujo de potencia por los mismos está dentro de

los rangos permisibles, así como el voltaje en el nodo más alejado de la

subestación.

Al estar en línea la generación aislada disminuye la transferencia de potencia por

los interruptores lo cual permite una mejor operación, además se observa como

el voltaje mínimo en el nodo más alejado aumenta.

Se realizó un estudio de los regímenes de avería y se determinó la posibilidad

que tiene el interruptor 1620 de asumir cargas de interés en la provincia por

determinadas deficiencias en la red.

Se determinaron además los interruptores que se pueden manipular rompiendo

lazos en caliente y se recomiendan los voltajes para este proceso, lo planteado

anteriormente se analizó con y sin generación aislada. Solamente no puede ser

manipulado en caliente el interruptor 6520.

La generación aislada influye de forma positiva en caso de averías o de

manipulación en caliente, lo planteado anteriormente queda plasmado en la

propuesta de normas de operación.

A partir de las simulaciones y resultados del trabajo se creó una propuesta de

norma para la operación del despacho provincial en Cienfuegos.

RECOMENDACIONES

57

Recomendaciones

Llevar a cabo un trabajo similar para actualizar la norma de operación de los

restantes interruptores y lazos de la red de la provincia.

Extender el análisis al caso de la operación en isla de la provincia.

58

Bibliografía

[1] Casas, Leonardo (1973) Sistemas Electroenergéticos, UCLV.

[2] Haug, Carlos (1984) Redes y Sistemas Eléctricos, Ediciones, La Habana.

[3] Universidad Central de Las Villas (UCLV), Conferencias de Sistemas Eléctricos.

[4] I.Marcovich (1972), Regímenes de operación de los sistemas, instituto cubano

del libro, La Habana.

[5] García, Z, González – Cueto, J. Manual para las aplicaciones docentes del PSX,

Universidad Central de Las Villas (UCLV. 2002)

[6] Alberola, A.H. Propuesta de desarrollo de las redes eléctricas de la ciudad de

Cienfuegos, 2003

[7] Electrica, U.N. Directiva sobre Planeamientos, 2004

[8] Fernández, E.P. Transformadores de Cienfuegos, 2008

[9] Feodorov, A.A.Rodriguez López, Eduardo, Suministro Eléctrico de Empresas

industriales, Editorial Pueblo y Educación

[10] Cobas Pereira, M.F, La Calidad del suministro de la energía eléctrica. VI

Jornada CEC, La Habana.

59

Anexos

Anexo # 1

60

Anexo # 2

Líneas 33 kV

Nombre Envío Recibo Circ R (p.u.) X (p.u.)

1044 Trraza33 Emp1044 S 0,3967 0,32989

1292 RLuna33 Obj2-33 S 0,10579 0,08795

6520 EmpAerop Lgnlla33 S 0,11464 0,20606

77 Tablon33 EmpCombL S 0,06876 0,05718

L105 EmpCombL EmpCuman S 0,07934 0,06598

L109 BCment33 BArmao33 S 0,00529 0,00439

L110 BArmao33 Trraza33 S 0,07405 0,06158

L149 1620 EmpCfg13 S 0,14428 0,28628

L151 EmpCfg13 Caonao33 S 0,03752 0,06744

L152 Caonao33 EmpAerop S 0,01668 0,02997

L155 Lgnlla33 Emp1044 S 0,08755 0,15736

L91 333 EmpTblon S 0,39605 0,71184

Líneas 110 kV


L_69 CLARV110 LMOZA110 S 0,0595 0,1352

L71 CMCES110 CFG110 S 0,0058 0,0208

L_72 CMCES110 CFG110 S 0,0058 0,0208

L73 CMCES110 CFG110 S 0,0106 0,0234

L74 CFG110 CLARN110 S 0,0546 0,1893

L77 CLARN110 CLARV110 S 0,0056 0,018

L78 CLARN110 CLARV110 S 0,0056 0,018

61

Líneas 220 kV


L_46 GUITE220 CLARA220 S 0,0412 0,25

L_47 GUITE220 MTZAS220 S 0,0038 0,0228

L48 MTZAS220 CFGOS220 S 0,0333 0,216

L_79 CFGOS220 CLARA220 S 0,011 0,0645

L_80 CFGOS220 CLARA220 S 0,011 0,0645

Transformadores

Nombre Envío Recibo Tipo R (p.u.) X (p.u.)

T248 LAMOZA110 LAMOZA33_1 Var 0,01883 0,94167

T249 LAMOZA110 LAMOZA33_2 Var 0,01883 0,94167

T36 CLARN110 CLARA220 Var 0,0026 0,1182

T43 CFG110 CFGOS220 Var 0,0026 0,119

T71 CMC110 CMC33-1 Var 0,0135 0,45

T80 CLARN110 CLARA220 Var 0,0026 0,1182

T81 CMC110 CMC33-2 Var 0,0135 0,45

Anexo # 3

62

Anexo # 4

Anexo # 5

63

Anexo # 6

Anexo # 7

64

Anexo # 8

Anexo # 9

65

Anexo # 10

Anexo # 11

66

Anexo # 12

Anexo # 13

67

Anexo # 14

Documents

Hago constar que el presente trabajo fue realizado en la