CAPÍTULO 4 SISTEMA PROPUESTO

CAPÍTULO 4 SISTEMA PROPUESTO

4.1 SITUACIÓN PROPUESTA A CORTO Y MEDIANO PLAZO PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO En este apartado, se desarrolla el estudio del escenario propuesto; donde se llevará a cabo una

selección técnica de las alternativas con mayor factibilidad para solventar el déficit de

capacidad instalada y normalizar las condiciones de operación de los circuitos en 13,8 kV

que no cumplen con los criterios establecidos anteriormente.

4.1.1 Análisis de la condición de carga de las SS/EE

En lo que respecta a la capacidad firme y de reserva en las SS/EE del municipio San Genaro

de Boconoíto, se observa que para el período 2006-2014 las SS/EE Tinajitas y Peña Larga no

presentan autosuficiencia en lo referente a capacidad firme. Respecto a la capacidad de

reserva, en el año 2014 la S/E Tinajitas y en el período 2010-2014 la S/E Peña Larga;

presentan déficit de capacidad instalada. En este sentido, es importante indicar que para

solucionar esta problemática de capacidad instalada en las SS/EE Tinajitas y Peña Larga

pueden existir múltiples opciones; sin embargo, a continuación se ha consolidado la

alternativa que más se ajusta a los requerimientos del sistema de distribución en el municipio

San Genaro de Boconoíto:

Subestación Tinajitas:

49

• Alternativa Inmediata: Esta opción consiste en aumentar la capacidad instalada de

3MVA+ 5MVA a 2x5 MVA a nivel de 34,5/13,8 kV en la S/E Tinajitas.

• Alternativa a corto y mediano plazo: Para esta opción se propone aumentar la

capacidad instalada de (2x5MVA) a (2x10MVA), con la finalidad de satisfacer el

criterio de capacidad firme de la S/E Tinajitas.

Subestación Peña Larga:

• Alternativa a corto y mediano plazo: Para esta opción se propone ampliar la

capacidad instalada de 1x10MVA a 2x10MVA a nivel de 115/13,8 kV en la S/E Peña

Larga.

En este sentido, en la Tabla 4.1 se presenta la evaluación técnica de las alternativas y en la

Tabla 4.2 las relaciones de carga y capacidad de las SS/EE al implementar estás.

Tabla 4.1 Evaluación técnica del aumento o ampliación de capacidad de las SS/EE11

Subestación

Alternativa Resultado del análisis técnico

Factibilidad Física

Observación

Tinajitas Inmediata

No satisface en su totalidad el requerimiento del sistema de distribución. Implica un racionamiento de 0.33MVA de carga a partir del año 2010, que no podrán ser atendidos con la calidad del producto técnico requerido, en caso de contingencia de una unidad de transformación en la S/E Tinajitas.

Posible Consiste en: Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34.5/13,8 kV de (1x3 + 1x5) MVA a 2x5 MVA.

Tinajitas Corto y mediano plazo Satisfactorio Posible Consiste en: Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34.5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10MVA. Peña Larga Corto y mediano plazo No satisface en su totalidad el requerimiento del sistema de distribución. Implica un racionamiento de 1,28MVA de carga a partir del año 2010 que no podrán ser atendidos con la calidad del producto técnico requerido, en caso de contingencia de una unidad de transformación en la S/E Peña Larga.

Posible Consiste en: Ampliar la capacidad instalada en la S/E Peña Larga a nivel de 34.5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10MVA.

50

De acuerdo a estos resultados, es posible determinar que las alternativas presentan las

siguientes características:

� Factibilidad de implementación dado que se cumplen con los criterios técnicos de

operación.

� Permiten atender con eficacia el aumento de la demanda por causa de su

crecimiento.

Tabla 4.2 Relación de carga máxima, capacidad firme y capacidad de reserva en las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto período 2006 – 2014, luego de implementado el aumento o ampliación de capacidad 12

S/E

CARGA MÁXIMA POR S/E

AÑO 2007

(MVA)

CAPACIDAD FIRME (MVA) /

CAPACIDAD DE

RESERVA AÑO 2007

(MVA)


AÑO 2010 (MVA)


CAPACIDAD DE RESERVA

AÑO 2010 (MVA)


AÑO 2014 (MVA)


CAPACIDAD DE

RESERVA AÑO 2014

(MVA)

Tinajitas 5,83 0,67/4,17 6,83 6,17/13,2 8,21 4,79/11,79

Peña

Larga 7,35 0/2,65 10,28 2,72/9,72 14,28 -1,28/5,72

En el año 2007 el aumento de la capacidad instalada a 2x5MVA satisface el requerimiento de

capacidad firme; para de esta manera, suplir la totalidad de la demanda en condiciones de

emergencia (pérdida de una unidad de transformación). En los años 2010- 2014, el aumento

de la capacidad instalada de 2x5MVA a 2x10MVA, satisface totalmente la demanda de

energía.

Para lograr la capacidad firme de la S/E Peña Larga administrada por la zona Barinas de

C.A.D.A.F.E, se sugiere aumentar la capacidad de 10MVA a 2x10MVA y balancear las cargas

por cada transformador. Respecto al déficit en capacidad firme de la S/E Peña Larga, esta

energía puede ser recuperada a través de circuitos aledaños a la S/E, mediante pasajes de

carga.

51

Adicionalmente esta previsto implementar regulación suplementaria en las barras de 13,8 kV

de la S/E Tinajitas (ver anexo 2); todo esto en consideración de la falta de regulación

automática en el transformador 115/34,5 kV de la S/E Guanare y en el transformador

34,5/13,8KV de la subestación Tinajitas.

4.1.2 Análisis de la condición de operación de la red en 13,8 kV.

En la Situación Actual, se observa que uno de los problemas más críticos, estaba referido a la

caída de tensión de los circuitos en 13,8 kV del municipio San Genaro de Boconoíto; sin

embargo, al transferir carga entre los circuitos se obtiene una nueva distribución de la

demanda, con la cual, se cumple con los parámetros de calidad exigidos en condiciones

normales de operación. A continuación en la Tabla 4.3, se presenta la demanda definitiva de

los circuitos al transferir carga, en relación con la situación propuesta:

Tabla 4.3 Transferencia de carga de los circuitos 13,8kV13

TRANSFERENCIA

AÑO CIRCUITO DEMANDA

(A)

DEMANDA ENTREGADA

(A)

DEMANDA RECIBIDA

(A)

DEMANDA DESPUES DE LA

TRANSFERENCIA (A)

Boconoíto Nuevo 152 7 145

Sun Sun 51 13 38 2008

Tinajitas 36 20 55


Sun Sun 54 14 40 2009

Tinajitas 38 21 58


Sun Sun 57 14 43

Tinajitas 40 32 73

Templo Votivo 78 18 60

2010

Quebrada de la Virgen

54 18 72


Sun Sun 60 15 45

Tinajitas 42 35 77

Templo Votivo 82 19 63 2011


57 19 76

52

Continuación Tabla 4.3 TRANSFERENCIA

AÑO CIRCUITO DEMANDA

(A)

DEMANDA ENTREGADA

(A)

DEMANDA RECIBIDA

(A)

DEMANDA DESPUES DE LA

TRANSFERENCIA (A)


Sun Sun 63 16 47

Tinajitas 44 38 79



60 20 80


Sun Sun 66 17 49

Tinajitas 46 40 83



63 21 84


Sun Sun 69 18 51

Tinajitas 48 42 86



65 22 87

Al realizar pasajes de carga entre los circuitos se observa una diferencia entre la demanda

actual y la demanda después de la transferencia de carga debido a las pérdidas existentes en el

sistema. Luego de efectuar los pasajes de carga entre los circuitos e instalar reguladores, las

condiciones definitivas de operación del sistema en el municipio San Genaro de Boconoíto, se

destacan a continuación en la Tabla 4.4:

Tabla 4.4 Características de operación de las SS/EE 2007-201414

S/E POTENCIA INSTALADA

(MVA) AÑO CARGA MÁXIMA (MVA)

FACTOR DE UTILIZACIÓN (%)

T1 3,49 70 T2 2,34 47

T1 = 5 T2 = 5

T1 + T2 = 10

2007

T1 + T2 5,83 58 T1 4,89 49 T2 2,39 24 2010

T1 + T2 7,28 36 T1 5,82 58 T2 2,86 29

Tinajitas T1 = 10 T2 = 10

T1 + T2 = 20 2014

T1 + T2 8,68 41 2007 T1 7,35 74 2010 T2 9,78 49 Peña Larga

T1 = 10 T2 = 10

T1 + T2 = 20 2014 T1 + T2 13,71 69

53

Estos resultados, indican la efectividad en la distribución definitiva de carga de los circuitos;

resultando satisfactoria la potencia instalada en las SS/EE Tinajitas y Peña Larga, como

consecuencia de la Situación con Proyecto, por lo tanto, se requiere ahora verificar la

condición del sistema de distribución en 13,8 kV para los años 2007- 2014; y en este sentido, a

continuación en las Tablas 4.5, 4.6 y 4.7 se presentan los resultados del funcionamiento del

sistema presente (2007), a corto (Año 2010) y mediano plazo (Año 2014).

Tabla 4.5 Características de operación de los circuitos (13,8/34,5) kV Año 200715

AÑO 2007

S/E CIRCUITOS CARGA

MÁXIMA (MVA)

MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN

(%)*

MÍNIMO VOLTAJE

(kV)

MÁXIMA CARGA

DEL CONDUCTOR

(%)

PÉRDIDAS (kW)

San Nicolás 1,23 8,03 13,32 20,45 62,70 Sun Sun 1,23 10,27 13,00 20,48 73,82 Tinajitas 0,85 2,17 14,17 18,58 13,02


1,15 5,20 13,74 18,58 36,15

Tinajitas

Templo Votivo 1,66 9,65 13,09 27,60 103,20 Peña Larga

Boconoíto Nuevo 3,63 10,28 13,00 59,89 220,18

Guanare Tinajitas 34,5kV 7,16 6,70 13,52 30,06 295,65 * Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.


AÑO 2010

S/E CIRCUITOS CARGA

MÁXIMA (MVA)

MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN

(%)*

MÍNIMO VOLTAJE

(kV)

MÁXIMA CARGA

DEL CONDUCTOR

(%)

PÉRDIDAS (kW)



1,81 8,41 13,27 29,33 96,18

Templo Votivo 1,51 8,15 13,31 25,06 79,69

Tinajitas Repsol Edf. Adm. 1,00 1,40 14,29 14,28 10,07

Peña Larga Boconoíto Nuevo 3,75 5,10 13,75 61,78 215,95

Guanare Tinajitas 34,5kV

1,00 1,11 35,82 22,20 6,25

Las Flores Tinajitas Nuevo

34,5kV 8,68 7,30 33,57 36,42 392,80

* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.

54


AÑO 2014

S/E CIRCUITOS CARGA

MÁXIMA (MVA)

MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN*

(%)

MÍNIMO VOLTAJE

(kV)

MÁXIMA CARGA

DEL CONDUCTOR

(%)

PÉRDIDAS (kW)



2,19 10,20 13,01 35,51 141,30

Templo Votivo 1,79 9,66 13,09 29,69 111,92

Tinajitas Repsol Edf. Adm. 1,00 1,40 14,29 14,28 10,07

Peña Larga Boconoíto Nuevo 4,36 5,92 13,63 71,80 289,40

Guanare Tinajitas 34,5kV

1,00 1,11 35,82 22,20 6,25

Las Flores

Tinajitas Nuevo 34,5kV

10,20 8,57 33,12 42,81 542,60

* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %. Cabe destacar que en el año 2007 los circuitos que distribuyen energía al municipio en estudio,

se encuentran dentro del rango permisible en cuanto a caída de tensión y carga del conductor.

La obra a ejecutar es la instalación de banco de capacitares para corrección del factor de

potencia en los circuitos San Nicolás y Sun Sun.

Estos nuevos resultados en los años 2010 y 2014, indican la normalización de las condiciones

de operación de los circuitos Sun Sun (S/E Tinajitas), Templo Votivo (S/E Tinajitas) y

Boconoíto Nuevo (S/E Peña Larga), denotando una mejora sustancial en la eficiencia del

sistema, donde es necesario destacar la incorporación de nuevas obras en el año 2014 para

solventar los problemas de los circuitos reflejados en la situación actual, logrando el

cumplimiento de los criterios establecidos de mínimo voltaje en los alimentadores.

El requerimiento principal para propiciar esta situación es la instalación en el año 2014 de

reguladores de tensión en los circuitos San Nicolás de la S/E Tinajitas y Boconoíto Nuevo de

la S/E Peña Larga.

55

4.1.3 Condiciones de operación de seccionadores en el municipio San Genaro de Boconoíto. De acuerdo a la nueva distribución de energía eléctrica, se muestran a continuación en la Tabla

4.8 las condiciones de operación de los seccionadores después de realizar los pasajes de carga

entre los circuitos de distribución del municipio.

Tabla 4.8 Operaciones del sistema (apertura y cierre de seccionadores) durante el período 2007- 201418

AÑO EQUIPO Nº

POSTE ESTADO ACTUAL

ESTADO PROPUESTO

CIRCUITO SUBESTACIÓN

UBICACIÓN

2008 Seccionador S/N NC NA Sun Sun

S/E Tinajitas

Punto ubicado en el Sector Flor Amarilla

2008 Seccionador S/N NA NC Tinajitas

S/E Tinajitas

Punto cercano al Sector Sabaneta de Trinidad.

2010 Seccionador S/N NA NC Quebrada de la

Virgen S/E Tinajitas

Antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito enlace actual entre el circuito Quebrada de la Virgen y Templo Votivo

2010 Seccionador S/N NA NC Tinajitas

S/E Tinajitas

Antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria Ginemar

4.1.4 Resumen de la situación propuesta a corto y mediano plazo para el sistema de distribución de energía eléctrica del municipio San Genaro de Boconoíto Los resultados de la “Situación Propuesta”; se pueden consolidar en torno a los siguientes

aspectos:

• Normalización de los porcentajes máximos de utilización de las SS/EE.

• La situación de algunas contingencias simples, como la salida de una unidad de

transformación a nivel de las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto,

no provoca condiciones de racionamiento de carga, porque existe la capacidad

de suplir la demanda afectada y se mantiene la calidad del producto técnico.

56

• Adecuación de los equipos instalados en las SS/EE, para optimizar su

explotación.

• Cumplimiento de los niveles de voltaje y carga, establecidos como criterios

para la red de distribución en 13,8 kV.

Estas consideraciones técnicas, revelan que la “Situación Propuesta” a Corto y Mediano

Plazo en el sistema de distribución de energía eléctrica en el municipio San Genaro de

Boconoíto; cumple con las exigencias de los criterios C.A.D.A.F.E y la L.O.S.E,

satisfaciendo el crecimiento de la demanda y fortaleciendo la prestación del servicio

eléctrico durante el período 2007-2014.

4.2 ANÁLISIS DE LA CONDICIÓN DE OPERACIÓN DE LA RED EN (34,5 Y 13,8) KV EN SITUACIÓN DE EMERGENCIA EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO Al simular fallas al inicio y mitad de la troncal de los circuitos distribuidores de energía en el

municipio San Genaro de Boconoíto, el problema más crítico está referido a la caída de

tensión. En este sentido, es importante reseñar que para solucionar esta problemática, se

requiere transferir carga entre los circuitos e instalar reguladores de tensión en los

alimentadores en 13,8 kV; para suplir la demanda en contingencia. De igual forma, cuando se

optimizan las transferencias de carga, en caso de presentarse la problemática de cargabilidad

de los conductores en los circuitos, se enfoca la solución al cambio de conductor.

De acuerdo a las acciones correctivas mencionadas, los requerimientos de operación de los

circuitos de distribución de energía en el municipio San Genaro de Boconoíto en caso de

contingencia, se destacan a continuación en las Tablas 4.9, 4.10 y 4.11

4.2.1 Operaciones del sistema (apertura y cierre de seccionadores) durante el período 2007-2014 para atender situación de emergencia

57

Tabla 4.9 Operación en situación de emergencia Año 200719

Circuito en Emergencia

(1)

Tipo de Emergencia

Circuito(s) al Auxilio (2)-

S/E Operación(es)

%Máxima Caída de Tensión*

(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)

% Máxima Utilización

del Conductor (2)

% de Carga Transferido

(1)

San Nicolás

Inicio de la troncal


S/E Tinajitas

Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos

San Nicolás y Quebrada de

la Virgen

5,89 13,63 33,89 100

San Nicolás

Mitad de la troncal

Sun Sun S/E Tinajitas

Cierre de seccionadores S/N ubicado

en el Sector la morita

después del ramal que

alimenta LA UCV

8,39 13,27 40,20 79,59

Sun Sun Inicio de la

troncal San Nicolás S/E Tinajitas


San Nicolás y Sun Sun

7,93 13,34 38,08 100

Tinajitas S/E Tinajitas

Apertura de seccionadores S/N ubicado

antes del ramal que

alimenta a la Agropecuaria

Ginemar

10,60 12,95 37,34

Sun Sun

Mitad de la troncal

Boconoíto Nuevo

S/E Peña Larga

Cierre de seccionadores S/N ubicado en Sabaneta

de Trinidad al final del

circuito de la Agropecuaria

Ginemar

4,72 13,81 57,23

51,02

Tinajitas Inicio de la

troncal

Templo Votivo

S/E Tinajitas


Templo Votivo y Tinajitas

7,21 13,44 36,06 100

58

Continuación Tabla 4.9 Circuito en Emergencia

(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)

Tinajitas Mitad de la troncal

Boconoíto Nuevo

S/E Peña Larga

Cierre de seccionadores S/N ubicado después del

ramal alimenta a la Agropecuaria

Ginemar

5,88 13,64 65,63 32,35

Quebrada de la

Virgen


San Nicolás S/E Tinajitas

Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación

Tinajitas enlace entre los circuitos


la Virgen

5,74 13,66 33,89 100

Quebrada de la

Virgen

Mitad de la troncal

Templo Votivo

S/E Tinajitas


antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito,

Punto de unión entre los circuitos

Templo Votivo y


5,74 13,66 33,89 63,04

Templo Votivo





8,64 13,24 42,23 100

Templo Votivo





8,64 13,24 42,23 100

59


(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)

% Máxima Caída de Tensión*

(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)

Templo Votivo

Mitad de la troncal


S/E Tinajitas


antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito,

Punto de unión entre los circuitos

Templo Votivo y


10,63 12,95 54,92 95,65

Boconoíto Nuevo


Agroisleña S/E Peña

Larga

Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la

S/E Peña Larga enlace

entre los circuitos

Boconoíto Nuevo y

Agroisleña

10,11 13,03 100,21 100

Boconoíto Nuevo

Mitad de la troncal


Larga

Cierre de seccionadores S/N ubicado a

la altura de Puente Páez perteneciente

al circuito Agroisleña

11,30 12,85 102,43 100




(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)

San Nicolás



S/E Tinajitas



la Virgen

7,29 13,43 46,14 100

60

Continuación Tabla 4.10


(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)

% Máxima Caída de Tensión *

(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)

San Nicolás

Mitad de la troncal



en el Sector la Morita

después del circuito ramal que alimenta

LA UCV

8,26 13,29 40,18 84,21





4,53 13,83 35,70 100

Sun Sun Mitad de la


Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector Sabanetica después del

circuito ramal que alimenta

a la Agropecuaria

Don Rafa

7,72 13,37 38,06 65,11


troncal

Templo Votivo

S/E Tinajitas



7,24 13,44 47,97 100



Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector

Flor Amarilla

9,51 13,11 28,84 31,51

Quebrada de la

Virgen





la Virgen

7,80 13,36 46,47 100

61



(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)

Quebrada de la

Virgen

Mitad de la troncal

Templo Votivo

S/E Tinajitas

Cierre de seccionadores S/N ubicado en el sector


11,41 12,84 54,61 72,22

Templo Votivo





7,78 13,36 55,98 100

Templo Votivo

Mitad de la troncal


S/E Tinajitas



12,93 12,61 67,01 95,00

Boconoíto Nuevo



Larga

Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la

S/E Peña Larga enlace

entre los circuitos

Boconoíto Nuevo y

Agroisleña

10,21 13,01 100,75 100

Boconoíto Nuevo

Mitad de la troncal


Larga


la altura de Puente Páez del circuito Agroisleña

11,44 12,83 103,04 100

Tinajitas Nuevo

34,5 kV


Tinajitas 34,5 kV

S/E Guanare

Cierre de seccionadores a la altura del circuito ramal de la Planta

de Potabilización

9,23 13,15 40,99 100

Tinajitas Nuevo

34,5 kV

Mitad de la troncal

Tinajitas 34,5 kV

S/E Guanare


de Potabilización

9,23 13,15 40,99 100


62



(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2))


del Conductor (2)


(1)

San Nicolás



S/E Tinajitas




la Virgen

8,70 13,23 56,12 100

San Nicolás

Mitad de la troncal



en el Sector la Morita

después del ramal que

alimenta LA UCV

10,22 13,00 49,52 84,06






5,71 13,66 42,88 100

Sun Sun Mitad de la


Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector Sabanetica después del ramal que

alimenta a la Agropecuaria

Don Rafa

9,31 13,14 45,67 66,67


troncal

Templo Votivo

S/E Tinajitas




8,60 13,24 56,61 100

63



(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)



Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector

Flor Amarilla

10,18 13,01 34,27 32,56

Quebrada de la

Virgen






la Virgen

9,23 13,15 56,05 100


antes de circuito

alimentador de la

Agropecuaria el Rapidito

Templo Votivo

S/E Tinajitas

8,76 13,22 39,92 72,41



Quebrada de la

Virgen

Mitad de la troncal

La Colonia S/E Las Flores

Cierre de seccionadores

047767 ubicado en las cercanías del puente sobre

el río Guanare

9,82 13,14 92,23 72,41

Templo Votivo






9,15 13,16 66,08 100

64


(1)

Tipo de Emergencia


S/E Operación(es)


(2)

Mínimo Voltaje

(kV) (2)


del Conductor (2)


(1)


antes de circuito

alimentador de la

Agropecuaria el Rapidito


S/E Tinajitas

10,50 12,97 51,67



Templo Votivo

Mitad de la troncal

La Colonia S/E Las Flores

Cierre de seccionadores

047767 ubicado en las cercanías del puente sobre

el río Guanare

9,98 13,04 93,76

95,77

Boconoíto Nuevo


Agroisleña

Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación Peña Larga enlace entre los circuitos Boconoíto Nuevo y

Agroisleña

11,22

12,86 110,75 100

Boconoíto Nuevo

Mitad de la troncal

Agroisleña


la altura de Puente Páez perteneciente

al circuito Agroisleña

10,79 12,93 41,69 100

Tinajitas Nuevo

34,5 kV


Tinajitas 34,5 kV

S/E Guanare


de Potabilización

10,79 12,93 47,69 100

Tinajitas Nuevo

34,5 kV

Mitad de la troncal

Tinajitas 34,5 kV

S/E Guanare


de Potabilización

10,79 12,93 47,69 100


65

Estos nuevos resultados en los años 2007-2014, indican la normalización de las condiciones de

operación de los circuitos en condiciones de emergencia, denotando una mejora sustancial en

la eficiencia del sistema, donde es necesario destacar la incorporación de nuevas obras, para

solventar los problemas de los circuitos reflejados en la situación de fallas al inicio y mitad de

la troncal, logrando el cumplimiento de los criterios establecidos de mínimo voltaje en los

circuitos en condiciones de emergencia.

En este sentido, en el año 2007 se requiere la instalación de reguladores monofásicos de

tensión en 13,8kV en los circuitos Sun Sun, Templo Votivo, Quebrada de la Virgen de la S/E

Tinajitas y en el circuito Boconoíto Nuevo S/E Tinajitas. Para el 2010 la obra a ejecutar es la

instalación de reguladores monofásicos en el circuito San Nicolás de la S/E Tinajitas.

4.2.2 Resumen de la situación en condiciones de emergencia a corto y mediano plazo para el sistema de distribución de energía eléctrica en el municipio San Genaro de Boconoíto Los resultados de la “Situación en Condiciones de Emergencia”; se pueden consolidar en

torno a los siguientes aspectos:

• La situación en contingencias a la salida de un circuito y en la mitad de su

troncal, no provoca condiciones de racionamiento de carga, porque existe la

capacidad de suplir la demanda afectada y se mantiene la calidad del producto

técnico.

• Ante las contingencias simples (n-1) se cumple con los niveles de voltaje y

carga establecidos como criterios, para la red de distribución en 13,8 kV.

4.3 AJUSTES DE PROTECCIONES PROPUESTAS EN SS/EE PARA LOS CIRCUITOS DEL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO Los ajustes de tap y dial están basados en los criterios de coordinación de protecciones;

adicionalmente se considera la implementación de la tecnología actualizada, con el fin de

seguir una secuencia entre los tiempos de operación de los diferentes elementos de

66

protección para preservar la selectividad del sistema de protección y lograr un despeje

inmediato de la falla.

4.3.1 SELECCIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN A continuación en las Tablas 4.12, 4.13 y 4.14, se muestran las corrientes en barras y las

corrientes de cortocircuito para la selección de los elementos de protección en los circuitos de

distribución

Tabla 4.12 Mínimo niveles de cortocircuitos en las barras de las subestaciones22

Barra Subestación 3Φ (A) 1Φ (A) 13,8 kV Tinajitas Tx 5 MVA (6%) 1651 2002 13,8 kV Tinajitas Tx 3 MVA (5.69%) 1295 1501 13,8 kV Pena Larga 10 MVA (9.93%) 3841 3275 34,5 kV Tinajitas 1260 475 34,5 kV Guanare Tx 40MVA (4,95%) 8032 3653

Tabla 4.13 Mínimo niveles de cortocircuitos para las resistencias de contactos R = 0 ΩΩΩΩ y R = 40 ΩΩΩΩ en los circuitos San Nicolás, Quebrada de la Virgen, Boconoíto Nuevo y Tinajitas 34,5kV

Circuitos Mínimo nivel de cortocircuito 3Φ (A) 2Φ (A) 1Φ (A)

R = 0 Ω 228 197 135 San Nicolás

R = 40 Ω 109 94 94 R = 0 Ω 394 341 216 Quebrada de la

Virgen R = 40 Ω 137 118 128 R = 0 Ω 502,7 435,4 309,5

Boconoíto Nuevo R = 40 Ω 147,7 127,9 124,8 R = 0 Ω 985 853 362

Tinajitas 34,5 kV R = 40 Ω 342 295 248

Tabla 4.14 Valores de cortocircuito trifásico del primer ramal del troncal de los circuitos San Nicolás, Quebrada de la Virgen, Boconoíto Nuevo y Tinajitas 34,5kV

Circuitos Mínimo nivel de cortocircuito 3Φ (A) 1Φ (A) San Nicolás R = 0 Ω 766 352

Quebrada de la Virgen R = 0 Ω 1066,3 489 Boconoíto Nuevo R = 0 Ω 1500 921

67

Circuito San Nicolás y Quebrada de la Virgen

Fusibles

Para los circuitos San Nicolás y Quebrada de la Virgen, los niveles de cortocircuitos no

exceden 1340 A, a lo largo de la troncal y ramificaciones por tal motivo se utiliza la secuencia

de fusibles 40K-20K (par de fusibles establecido por la empresa para subestaciones 34,5/13,8

kV).

Reconectador - Corriente de Arranque

• Circuito San Nicolás TC = 300/1

Por fase

Conductor de la troncal 1/0 ARV (240 A)

Iarr = 1,2 x In =1,2 x 240= 288 A

Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 766 = 914 A

I cc PTR = Corriente de cortocircuito del primer ramal del troncal

Al observar la corriente de arranque establecida por las características del conductor (240 A) y

las corrientes mínima de cortocircuito trifásica (228 A) y bifásica (197A) para la detección de

estas fallas, la corriente de arranque debe ser la menor, en este caso la establecida por la

corriente de cortocircuito bifásica 197 A.

TAP = (197 x 1)/300 = 0,65 TAP= 0,6 K= 1,5

Por tierra

Iarr = I 1Φ = 94 A

TAP = (94 x 1)/300 = 0,31 TAP= 0,3 K= 1,5


68

• Circuito Quebrada de la Virgen TC = 300/1

Por fase

Conductor de la troncal 1/0 ARV (240A)

Iarr = 1.2 x In =1.2 x 240= 288 A

TAP = (288 x 1)/300 = 0,96 TAP= 1 K= 1,5

Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 1066,3 = 1279,56 A

Por tierra

Iarr = I 1Φ = 128 A

TAP = (128 x 1)/300 = 0,42 TAP= 0,4 K= 1,5


Relé de sobrecorriente (Interruptor o disyuntor)

• Circuito San Nicolás (Fase) TC = 1000/500/1 Tx = 3 MVA

In = kVx3

MVA= A50

13,8.10x 3

3.103

6

=

TAP = (50 x 1)/500 = 0.1 K= 1,5

Unidad Instantánea: Nivel de cortocircuito en la barra = 1295 A

• Circuito Quebrada de la Virgen (Fase) TC = 100/5 Tx = 5 MVA

In = kVx3

MVA= A50

13,8.10x 3

5.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (83.76 x 5)/100 = 4.18 TAP= 5 K= 2


69

Circuito Boconoíto Nuevo Fusibles

Para el circuito Boconoíto Nuevo, los niveles de cortocircuitos no exceden 1340 A, a lo largo

de la troncal y ramificaciones por tal motivo se utiliza la secuencia de fusibles 40K-20K (par

de fusibles establecido por la empresa para subestaciones 34,5/13,8 kV).

Relé de sobrecorriente

� Circuito Boconoíto Nuevo TC =200/5 Por fase


Iarr = 1,2 x In =1,2 x 240= 288 A

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (288 x 5)/200 = 7,2 TAP= 5 K= 2


Por tierra

Iarr = I 1Φ = 124 A

Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4

TAP = (124 x 5)/200 = 3,1 TAP= 3 K= 2


� Lado de Baja Tensión TC = 500/5 Tx = 10 MVA

Por fase

In BT = kVx3

MVA= A418,37

13,8.10x 3

10.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

70

TAP = (418.37 x 5)/500 = 4,18 TAP= 5 K= 2

Por tierra

Iarr = 30% In Tx = 30 % (418,37) = 125,5 A

Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4

TAP = (125,5 x 5)/500 = 1,25 TAP= 1,5 K= 2

� Lado de Alta Tensión TC = 100/5 Tx = 10 MVA

In AT = kVx3

MVA= A50,26

115.10x 3

10.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (50.26 x 5)/100 = 2,51 TAP= 3 K= 2

� Protección por Interruptor (enlace) TC= 300/5 Tx 1 = 10 MVA Tx 2 = 20 MVA

In AT Tx1 = kVx3

MVA= A50,26

115.10x 3

10.103

6

=

In AT Tx2 = kVx3

MVA= A52,100

115.10x 3

20.103

6

=

In AT Txt = In AT Tx1 + In AT Tx2 = 50,26 +100,52 =150,78 A

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (150,78 x 5)/300 = 2,51 TAP= 2,5 K= 2

Circuito Tinajitas 34,5 kV

Fusible

Protección del circuito ramal del circuito de la planta de potabilización fusible de 65K

71

Relé de sobrecorriente

� Circuito Quebrada de la Virgen (Circuito más desfavorable) TC = 100/5 Tx = 5 MVA

Por fase

In = kVx3

MVA= A83,77

34,5.10x 3

5.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (83.76 x 5)/100 = 4.18 TAP= 5 K= 2


Por tierra

Iarr = 30% In Tx = 30 % (83,77) = 25 A

Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4

TAP = (25 x 5)/100 = 1,25 TAP= 1,2 K= 2 � Circuito Tinajitas 34,5 kV TC = 300/5

Por fase


Iarr = 1,2 x In =1,2 x 340= 408 A

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (408 x 5)/300 = 6,8 TAP= 6 K= 2

Por tierra

Iarr = I 1Φ = 248 A TAP = 4

Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4

Iarr = (248 x 5) /300 = 4,13 A TAP = 3 K= 2

72

� Circuito Biscucuy 34,5 kV (Datos suministrado por la Coordinación de Planificación)

Por fase

TC = 300/5 TAP = 6 DIAL = 0,2 Unidad Instantánea = 3700 A

Por tierra

TC = 300/5 TAP = 2,2 DIAL = 0,2 Unidad Instantánea = 2000 A

� Lado de Baja Tensión TC = 300/5 Tx = 20 MVA Por fase

In BT = kVx3

MVA= A335,09

34,5.10x 3

20.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (335,09 x 5)/300 = 5,58 TAP= 6 K= 2

Por tierra

Iarr = 30% In Tx = 30 % (335,09) = 100,53 A

Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4

TAP = (100,53 x 5)/300 = 1,67 TAP= 2,4 K= 2

� Lado de Alta Tensión TC = 100/5 Tx = 20 MVA

In AT = kVx3

MVA= A100,52

115.10x 3

20.103

6

=

Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10

TAP = (100,52 x 5)/100 = 5.026 TAP= 6 K= 2

� Protección por Interruptor (enlace) TC= 300/5 Tx 1 = Tx 2 = 20 MVA

73

In AT Tx1 =In AT Tx2 = kVx3

MVA= A52,100

115.10x 3

20.103

6

=

In AT Txt = In AT Tx1 + In AT Tx2 = 100,52 +100,52 = 201,04 A

TAP = (201.04 x 5)/300 = 3.35 TAP= 4 K= 2

A continuación en las Tablas 4.15 y 4.16, se muestran los ajustes propuestos para lograr la

selectividad de los elementos de protección. Los Gráficos 4.1, 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6, 4.7 y

4.8 muestran la coordinación propuesta por fase y tierra de los elementos de protecciones del

sistema de distribución del municipio San Genaro de Boconoíto:

80

Análisis de resultados Para una falla de 500 A en el circuito San Nicolás (gráfico 4.1) se observa que el tiempo de

máximo despeje del fusible protector 20K es de 0,05 s y para la misma falla el tiempo de

mínima fusión del fusible protegido 40K es de 0,14s respetando el criterio de coordinación

entre fusible y fusible. Para la coordinación entre fusible – reconectador, el fusible protegido

40 k actúa para un tiempo de 0,2 s y el reconectador de 0,7s, siendo este mayor al tiempo de

actuación del fusible de 40K; en la coordinación entre reconectador y relé, el tiempo de

actuación es de 0.7s para el reconectador es menor al tiempo de actuación del relé de

sobrecorriente 1.7 s, permitiendo un selectividad de los elementos de protecciones respecto el

tiempo.

La detección de una falla monofásica de 200 A en el circuito San Nicolás (gráfico 4.2) es

detectada por el fusible de 20k en 0,25 s; elemento inmediato de actuación, en caso de que la

falla persista el fusible de 40k actúa como protección de respaldo , en caso contrario el

reconectador actuará en un tiempo de 4.4 s.

Para el circuito Quebrada de la Virgen (gráfico 4.3) los tiempos de actuación de los

dispositivos de protección para una falla de 700 A son: fusible de 20k curva de máximo

despeje 0,35 s; fusible de 40K curva de mínima fusión 0,7 s; fusible de 40k curva de máximo

despeje 1s; reconectador numérico 0,8 s; réle de sobrecorriente 3 s. Al observar los tiempos de

actuación de los dispositivos de protección presente en el circuito de distribución Quebrada de

la Virgen se garantiza la selectividad de los elementos en el tiempo, es decir, que el elemento

mas cercano a la falla en este caso el fusible de 20K actúa en el menor tiempo y como respaldo

el fusible de 40k, seguidamente el reconectador y por último el relé de sobrecorriente, en caso

de que la falla persita.

En el circuito Quebrada de la Virgen (gráfico 4.4) los elementos de protección presenten

aguas abajos son los fusibles y aguas arribas el reconectador para una falla tierra. Al ocurrir

una falla de 300 A, el primer dispositivo en actuar es el fusible de 20K en 0,14s; el segundo el

81

fusible de 40k en 0.58 s y como tercer elemento de protección el reconectador con un tiempo

de 2,9 s; en caso de que la falla persista.

Para una falla de 1700 A en el circuito Boconoíto Nuevo (gráfico 4.5) el fabricante no

garantiza la actuación del fusible de 20K (Coordinan hasta 1100A), el fusible de 40K despeja

la falla existente en un tiempo de 0.035 s, como protección de respaldo a esta falla actúa el

relé de sobrecorriente del circuito Boconoíto Nuevo, en un tiempo de 0,38 s; si está persiste el

relé de sobrecorriente del lado de baja tensión actúa para un tiempo de 1,25 s; su permanencia

en el circuito de distribución hace que el relé de sobrecorriente del lado de alta tensión actué

en un tiempo de 2,5 s. El relé de sobrecorriente para el enlace no actúa para corriente menores

de 2500 A, en este caso donde la falla simulada es de 1700 A este dispositivo de protección no

actúa.

La detección de una falla monofásica de 500 A en el circuito Boconoíto Nuevo (gráfico 4.6)

se aprecia mediante el fusible de 20k en un tiempo 0,054 s; elemento inmediato de actuación;

en caso de que la falla persista el dispositivo de respaldo es el fusible de 40k, el cual opera en

un tiempo de 0,2 s; el relé de sobrecorriente del circuito actúa en un tiempo de 1,7 s si esta

permanece y finalmente el relé de sobrecorriente del lado de baja tensión en un tiempo de

3,4 s como respaldo de la protección del circuito Boconoíto Nuevo.

En el circuito Tinajitas 34,5 kV (grafico 4.7) se observa una selectividad de los circuitos, la

cual se constata mediante su tiempo de actuación y la disposición de los elementos de

protección desde aguas abajos hasta aguas arribas. Los tiempos de actuación para una falla de

3000A son: relé de sobrecorriente del circuito Tinajitas 34,5kV (actuación de la unidad

instantánea en 0.5 s); relé de sobrecorriente lado de baja tensión 1,4 s; relé de sobrecorriente

lado de alta tensión 2 s; relé de sobrecorriente enlace 3,2 s.

En el circuito Tinajitas 34,5 kV (gráfico 4.8) la selectividad de los elementos de protección

respecto al tiempo para una falla monofásica de 700 A es el primer elemento el relé de

sobrecorriente del circuito actúa en 0,55 s y el segundo elemento el relé de sobrecorriente en el

lado de baja tensión actúa en 2,1 s.

82

Cabe destacar que la localización de la falla determina el elemento de protección principal. Si

la falla no se detecta en protección principal, es por causa de desperfectos, avería en los

mecanismos, avería en el interruptor, falta de continuidad de los transformadores de medidas a

los relés, obsolescencia de los equipos.

En síntesis, el sistema de protección propuesto presenta una selectividad de los elementos con

el fin de garantizar la actuación del elemento de protección mas cercano al punto donde ocurre

la falla tanto por fase como tierra y que exista un sistema de respaldo en caso de que alguna

protección no actúa y lograrlo en el menor tiempo posible.

4.4 PLAN DE INVERSIONES 2007-2014 REQUERIDO EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO PARA ATENDER LAS CONDICIONES NORMALES Y EN EMERGENCIA

De acuerdo a la situación propuesta en condiciones normales y de emergencia, las obras

requeridas durante el período 2007-2014, se muestran a continuación:

Tabla 4.17 Obras requeridas durante el período 2007-2014 para atender las condiciones normales y en emergencia del municipio San Genaro de Boconoíto 23

AÑO OBRA CIRCUITO S/E

MONTO ESTIMADO

(Bs. F)

OBSERVACIÓN

2007 Ubicar banco de capacitores 3x100 kVAR en 13,8kV a los 23 Km. aproximadamente de la subestación Tinajitas al inicio de Santa Teresa


9.389,05 Su ejecución física es factible

2007 Ubicar banco de capacitores 3x100 kVAR en 13,8 kV en el sector la Fanfurria a la altura del Liceo Bolivariano de Fanfurria.


9.389,05 Su ejecución física es factible

2007 Construcción del circuito de distribución 34,5 kV desde la S/E las Flores hasta el circuito ramal de la Planta de Potabilización. Longitud 18 Km del circuito. Conductor 4/0 ARV.

S/E Las Flores 34,5 kV

1.299.193 Su ejecución física es factible

83

Continuación Tabla 4.17 AÑO OBRA CIRCUITO

S/E MONTO

ESTIMADO (Bs. F)

OBSERVACIÓN

2007 Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos después del circuito ramal de la Planta de Potabilización.

Tinajitas 34,5 kV

S/E Guanare 2.957,97

Su ejecución física es factible

2007

Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34,5/13,8 kV de(1x3MVA +1x5MVA ) a 2x5 MVA

S/E Tinajitas 255.583,35 Su ejecución

física es factible

2007 Instalación de 86 cortacorrientes en el circuito Boconoíto Nuevo

Boconoíto Nuevo S/E Peña Larga

48.237,40

Su ejecución

física es factible

2007 Instalación de 98 cortacorrientes en el circuito San Nicolás


54.968,20 Su ejecución

física es factible

2007 Instalación de 91 cortacorrientes en el circuito Sun Sun



física es factible

2007 Instalación de 47 cortacorrientes en el circuito Templo Votivo

Templo Votivo S/E Tinajitas


física es factible

2007 Instalación de 114 cortacorrientes en el circuito Quebrada de la Virgen


S/E Tinajitas 63.942,60


2007 Instalación de 63 cortacorrientes en el circuito Tinajitas



física es factible

2007 Instalación de 3 cortacorrientes en el ramal de la Planta de Potabilización

Tinajitas 34,5kV

S/E Guanare 1.729,32


2007

Construcción de línea después del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria Ginemar. Longitud 0.275Km. Conductor 2/0 ARV

Boconoíto S/E Peña Larga


física es factible

2007 Ubicar 2 banco de reguladores en la barra de 13,8 kV de la S/E Tinajitas


física es factible

2007 Ubicar banco de reguladores en el sector los Abetos a 9 Km. Aproximadamente de la S/E Tinajitas



física es factible

2007

Ubicar banco de reguladores después del circuito alimentador de la Fca. Montes Abetos a 8 Km. aproximadamente de la S/E Tinajitas.



física es factible

2007 Ubicar banco de reguladores después del ramal de la Fca. Cubarral y San Antonio.




2007 Ubicar banco de reguladores cercanos a Puente Páez, a 5 Km de la S/E Tinajitas.

Boconoíto Nuevo S/E Peña Larga


física es factible

84


AÑO OBRA CIRCUITO S/E

MONTO ESTIMADO

(Bs. F)

OBSERVACIÓN

2007

Cambiar conductor en 13.8 kV del circuito Agroisleña a 4/0 ARV. Longitud aproximada 5 Km desde la salida de la S/E Peña Larga hasta la altura de Puente Páez


Larga 250.960,00


2007

Ubicar 3 seccionadores normalmente cerrado a 16 Km aproximadamente de la S/E Las Flores, después del ramal de la Planta de Potabilización.

Tinajitas Nuevo 34.5 kV S/E las Flores


física es factible

2007

Instalación de 21 seccionadores normalmente cerrado en el circuito San Nicolás, en el sector San Isidro y cerca del sector La Animas



física es factible

2007

Instalación de 18 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Sun Sun, en el sector Fanfurria, Flor Amarilla y Ave María



física es factible

2007

Instalación de 3 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Templo Votivo, cerca del sector en Cementerio



física es factible

2007

Instalación de 12 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Quebrada de la Virgen, ene. Ramal alimentador de la Alcantarilla y de la Agropecuaria El Rapidito.




2007

Instalación de 6 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Tinajitas, en el ramal alimentador de la Agropecuaria Ginemar y antes del ramal de la Agropecuaria El Pichirilo.



física es factible

2007

Instalación de 33 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Boconoíto Nuevo, en el sector Boconoíto, en ramal del Fundo La Trinidad y la Finca RB12.

Boconoíto Nuevo

S/E Peña Larga


física es factible

2007

Construcción de enlace (500m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos San Nicolás y Quebrada de la Virgen e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas

Frente S/E Tinajitas


física es factible

85


AÑO OBRA CIRCUITO – S/E

MONTO ESTIMADO

(Bs.)

OBSERVACIÓN

2007

Construcción de enlace (100m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos San Nicolás y Sun Sun e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas



física es factible

2007

Construcción del enlace (500m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos Tinajitas y Templo Votivo e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas



física es factible

2007 Instalación de 5 reconectadores con sistema de protección digital en el circuito San Nicolás

S/E Tinajitas 400.000 Su ejecución

física es factible

2010

Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos en 13,8 kV en el sector Quebrada de la Virgen. Transferencia entre los circuitos Quebrada de la Virgen y Templo Votivo



física es factible

2010

Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos en 13,8 kV después del ramal que alimenta al Fundo La Trinidad. Transferencia entre los circuitos Tinajitas y Boconoíto Nuevo.

Boconoíto S/E Peña Larga


física es factible

2010 Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34,5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10 MVA


física es factible

2010 Ampliar la capacidad instalada en la S/E Peña Larga a nivel 115/13,8 kV de 1x10 MVA a 2x10 MVA

S/E Peña Larga 613400,00 Su ejecución

física es factible

2010

Ubicar banco de reguladores antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria Don Rafa, a 10 Km. aproximadamente de la S/E Tinajitas.


396.472,90


2011

Ubicar 3 seccionadores normalmente abierto antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria El Rapidito




4.4.1 Consolidado de obras requeridas para el período 2007-2014

86

El portafolio de inversiones del municipio San Genaro de Boconoíto requerido en el período

2007-2014 para garantizar el cumplimento de los criterios adoptados por C.A.D.A.F.E y el

marco legal vigente para la regulación del servicio eléctrico; es el siguiente:

Tabla 4.18 Consolidado de obras requeridas en el municipio San Genaro de Boconoíto24

2007 2008-2011

REDES 34,5 Kv 1299193

REDES 13,8 Kv 631638 9871

EQUIPAMIENTO EN 13,8 Kv 2397637 396476

EQUIPAMIENTO DE SS/EE 400000

AUMENTO DE CAPACIDAD DE SS/EE 255586 511166

AMPLIACIÓN DE SS/EE 613400

INVERSIÓN ANUAL EN MM Bs. 4984055 1920913

6904968TOTAL DE LA INVERSIÓN EN Bs.F

TIPO DE OBRA

DESEMBOLSO EN Bs.F POR AÑO

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CONCLUSIONES

Luego de efectuarse la evaluación técnica del sistema de distribución de energía eléctrica en el

municipio San Genaro de Boconoíto, para el período 2006-2014; es necesario reseñar las

siguientes conclusiones:

� Para la “Situación Actual”, las SS/EE asociadas al sistema de distribución del

municipio San Genaro de Boconoíto, evidencian sobrecarga en condiciones normales y

la ocurrencia de alguna contingencia simple como la pérdida de una unidad de

transformación, lo cual provoca condiciones de racionamiento de carga por baja

calidad del producto técnico y falta de capacidad firme

� En la “Situación Actual” para el sistema de distribución del municipio San Genaro de

Boconoíto no existen ofertas de generación y/o nuevas subestaciones que impacten en

esa área, para suplir el déficit de energía producto de una contingencia simple.

� La “Situación Actual”, refleja un preocupante nivel de obsolescencia de los equipos

interruptores, sistemas de protección, entre otros; instalados en las SS/EE Tinajitas y

Peña Larga.

� En lo que respecta a la red de distribución para la “Situación Actual”, el aspecto más

resaltante corresponde al bajo nivel de voltaje, como consecuencia de las grandes

longitudes de los alimentadores en 13,8 kV.

� Para el período 2007-2014, la “Situación Propuesta” más satisfactoria para normalizar

las condiciones de operación de los circuitos; se corresponde con la estrategia de

implementar la transferencia de carga entre los circuitos distribuidores del municipio

San Genaro de Boconoíto.

� En la “Situación Propuesta”, no se observa sobrecarga en las SS/EE durante su

funcionamiento en condiciones normales; alcanzándose la normalización en los

porcentajes máximos de utilización de las SS/EE. Además, se garantiza la recuperación

de la totalidad de la carga, ante la salida de una unidad de transformación en cualquiera

de las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto, es decir, se asegura la existencia

de capacidad firme en el sistema.

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� Para el período 2007-2014, el análisis de la “Situación en Condiciones de

Emergencia”, sugiere la estrategia de implementar transferencia de carga e instalación

de reguladores en los circuitos 13,8 kV, para elevar la tensión y suplir los

requerimientos de energía.

� El ajuste de protecciones y la implementación de fusible en los circuitos ramales

garantiza un despeje de falla inmediato, en caso de que persista la falla existe un

elemento de respaldo para reenganchar el suministro en caso de una falla no

permanente. Si esta continúa los relés de sobrecorriente envían la señal al disyuntor

para efectuar la apertura de sus contactos e interrumpir el suministro de energía.

En términos generales, para desarrollar el plan de obras de la “Situación Propuesta en

Condiciones Normales y en Condiciones de Emergencia”, no existen limitaciones físicas y

entonces faltaría por considerarse la disponibilidad económica; más sin embargo, las

simulaciones realizadas para el sistema de distribución del municipio San Genaro de

Boconoíto, demuestran que son funcionales y aportan mejoras sustanciales, entonces se puede

precisar que existen argumentos suficientemente válidos para justificar en el corto plazo la

ejecución de las obras propuestas.

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RECOMENDACIONES

� Realizar un estudio de regulación de la S/E Tinajitas para garantizar la mejor

ubicación de los reguladores y los niveles de tensión dentro de los límites permisibles,

a lo largo de los circuitos.

� Realizar las inversiones descritas en la tabla 4.16 para garantizar un mejor servicio a

los suscriptores y cubrir la demanda

� Se recomienda al departamento de distribución realizar mantenimiento preventivo de

los circuitos de distribución y equipo de protecciones.

� Implementar la tecnología y los ajustes de las protecciones mostrados en las tablas

4.12 y 4.13

90

REFERENCIAS

C.A.D.A.F.E, (1985). Manual para el diseño de sistemas de distribución a corto plazo. Caracas, Venezuela.

C.A.D.A.F.E, (1985). Manual para el diseño de sistemas de distribución a mediano plazo.

Caracas, Venezuela. C.A.D.A.F.E, (2003). Normas de calidad de distribución, C.A.D.A.F.E, (2007). Definitivo parámetros y criterios de planificación de las redes de media

tensión C.A.D.A.F.E Versión 00. Venezuela.

Sánchez F., Carlos L. (2006). Coordinación e implementación de protecciones eléctricas del circuito Papelón 34,5 kV de la subestación Guanare de la Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE). Trabajo presentado para obtener el Título de Ingeniero Electricista. Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela

Sánchez C., Alvis M. (2003). Optimización de los circuitos de distribución (13,8 kV) y subtransmisión (34,5 kV) de las subestaciones: Turén (115/34,5 kV), Píritu (34,5/13,8 kV), Playón (34,5/13,8 kV) y El Cruce (34,5/13,8 kV)). Trabajo presentado para obtener el Título de Ingeniero Electricista. Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela

Valderrama, Germán. (2006). Protección y coordinación de sistemas eléctricos de distribución. Universidad Nacional Politécnico “Antonio José de Sucre”, Barquisimeto, Venezuela.

91

ANEXOS

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DESCRIPCIÓN DE LOS PROGRAMAS UTILIZADOS

Sistema Integrado de Distribución (SID) El programa Sistema Integrado de Distribución (SID), es una herramienta computarizada

basada en las plataformas CAD (Computer Aided Design), CAE (Computer Aided

Engineering) y GIS (Geografic Information Systems) que facilita la obtención de datos y

cálculos en sistemas de distribución. Permite analizar y planificar redes eléctricas, realizar

proyectos de ingeniería de detalle en forma automatizada y eficiente. Brinda gran facilidad

para manejo y elaboración de planos utilizando Autocad y Windows que, combinada con la

capacidad para el cálculo del Visual Fortran y base de datos del Visual Foxpro, alcanza una

versatilidad que lo hace compatible con Windows y en configuraciones de redes.

El SID es un software diseñado por Bucros Sistemas C.A. (Compañía Venezolana) y consta de

los siguientes módulos:

� SP: Sistema de Generación, Mantenimiento y Control de Planos.

� SARP: Sistema de Análisis de Redes Primarias.

� SARS: Sistema de Análisis de Redes Secundarias.

� SS: Sistema de Suscriptores.

� ST: Sistema de Control de Carga de Transformadores.

� SPDC: Sistema de Predicción de Demanda a Corto Plazo.

� SCP: Sistema de Coordinación de Protecciones.

� SPTL: Sistema de Elaboración Automatizada de Perfiles Topográficos y Localización.

� SFE: Sistema de Fototeca de Equipos.

� SIO: Sistema de Interrupciones y Operaciones.

� SIVWIN: Sistema de Cómputos, Control y Valuación de Obras.

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ORGANIGRAMA DE LOS MÓDULOS DEL SID

Sistema de Análisis de las Redes Primarias (SARP):

Los planos elaborados contienen la información de distancias, calibres, carga conectada a los

circuitos y datos de las subestaciones, los cuales se utilizarán para realizar los cálculos

eléctricos, tales como: Caída de tensión y carga en cada tramo, niveles de cortocircuito en cada

punto y cálculo optimizado de condensadores.

El sistema SARP dispone de un menú general donde se presentan las siguientes opciones:

• Identificar: Es la primera opción requerida antes de ejecutar las demás. El sistema

reconoce cuando un seccionador está abierto o está cerrado y hace el seguimiento del

circuito completamente automático.

• Repartir: Realiza la asignación de carga a todos los transformadores de la red, en

forma proporcional a la capacidad instalada y la carga total, medida al inicio del

circuito. Toma en cuenta cargas especiales y cargas registradas para mejorar los

resultados y las perdidas por efecto Joule.

• Analizar: Realiza los análisis de tensión, corriente en cada sección del circuito y

pérdidas en los mismos. El programa indica los puntos más importantes en donde

ocurre la máxima caída de tensión y la máxima carga en las secciones del circuito.

• Corto: Se proporcionan los valores de cortocircuitos trifásicos, bifásicos, monofásicos

y de fase a tierra de cada punto de la red. Se requieren la configuración, los niveles de

cortocircuito en la barra de la subestaciones y la impedancia de falla.

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• Identificación del conductor: Permite incorporar el calibre de los conductores, la

disposición de fase y calcula la distancia media geométrica según la disposición de la

fase.

• Datos del Circuito: Permite incorporar los datos del circuito y las medidas de

demanda en el caso del sistema presente.

Sistema de Coordinación de Protecciones (SCP):

Se basa en una librería de curvas diferentes de réle y fusibles las cuales fueron normalizadas y

digitalizadas.

Consta de varios módulos los cuales permiten colocar las distintas curvas tales como:

• DATCUR: Para dibujar las curvas de réles electromecánicos, fusibles y para réles

electrónicos programables. Requiere los niveles de tensión y de los transformadores de

corriente.

• COLOPUN: Curvas de máximo y mínimo nivel de cortocircuito, puntos de arranque,

etc.

• BLOCOOR: Para el dibujo automatizado de los unifilares del sistema que se esta

coordinando.

E-VIWS (método de suavización exponencial)

Los pronósticos son promedios móviles ponderados exponencialmente, donde los últimos

valores tienen mayor peso.

Suavizado Holt-Winters con estacionalidad (Tres parámetros) Multiplicativo

Este método es apropiado para series con una tendencia lineal y la variación estacional

multiplicativa.

yT+k = (aT + bTk)cT + k-s

at = αyt + (1- α) (at-1+bt-1)

bt = β(at-at-1) + (1-β)bt-1

yT+k: Pronóstico en el período T+k.

a:Constante. b: Tendencia. c:Factor estacional (Multiplicatico o aditivo)

α y β son los factores de suavización. 0<α,β, γ <1

CAPÍTULO 4 SISTEMA PROPUESTO

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