UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA PARA
LOS VALLES DEL TUY.
Por: Sofía Guerra González
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista.
Sartenejas, Abril 2013
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA PARA
LOS VALLES DEL TUY.
Por: Sofía Guerra González
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Prof. Paulo De Oliveira Tutor Industrial: Ing. Ariadne Serrano
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista.
Sartenejas, Abril 2013
iii
iv
ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA
PARA LOS VALLES DEL TUY.
POR:
SOFÍA GUERRA GONZÁLEZ
RESUMEN
Este trabajo contempla un estudio de estimación de demanda eléctrica a largo plazo; la cual
se obtiene de convertir variables urbanas en este caso población y empleo a demanda eléctrica
a través de un modelo de carga, en el cual se aplican índices de demanda que son
determinados a través del uso final de los equipos eléctricos y electrodomésticos. El estudio
de la proyección de las variables urbanas fue realizado a partir del año 2008 hasta el año 2033
(en períodos quinquenales) por la compañía INSURBECA (Instituto de Urbanismo C.A.)
mediante la utilización de un software de pronósticos de crecimiento poblacional denominado
TRANUS (Modelo Integrado de Usos del Suelo y Transporte). La herramienta computacional
PADEE (Programa de Análisis de Distribución de Energía Eléctrica), se utilizó para llevar la
demanda obtenida en cada año a la división cuadriculada de las microáreas que conforman el
área de estudio y de esta manera poder definir el estado futuro que tendrán las subestaciones
operativas de la región. Para este estudio se propusieron tres escenarios básicos, 1)
Tendencial, 2) Desarrollo y 3) Análisis de sensibilidad del modelo de carga, esto con la
finalidad de dotar de flexibilidad a las estrategias a tomar en la zona en estudio. El análisis de
la estimación de demanda a largo plazo permitió definir la necesidad de ampliación de las
subestaciones existentes, así como la construcción de nuevas subestaciones conforme al
comportamiento de la región, para cumplir con el criterio de capacidad firme en el largo
plazo, en este caso de estudio para el área de los Valles del Tuy.
v
DEDICATORIA
A Dios, a la Virgen de la Medalla Milagrosa,
a mis padres, hermano y tutores.
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios y a la Virgen de la Medalla Milagrosa por ser mis guías espirituales y por haberme acompañado a lo largo del camino. A mis padres y hermano, por su apoyo incondicional en la construcción de mi camino y la consecución de todas mis metas, por ser los pilares fundamentales en mi vida y ejemplo a seguir y porque gracias a ustedes soy lo que soy. No hay palabras para agradecer todo lo que han hecho por mí, los amo!. A mi familia, cada uno de mis abuelos, tíos y primos que siempre están pendientes, por su adorable compañía en mi afán por alcanzar mi sueño y que sin su ayuda no hubiese sido posible lograr esta meta. A mi tutor el Prof. Paulo De Oliveira por su asesoría, consejos y dirección durante éstos últimos pasos de mi carrera. A mi tutora la Ingeniero Ariadne Serrano por abrirme las puertas para la realización de mi pasantía y por brindarme su apoyo, confianza, paciencia y dedicación a lo largo de todo el proyecto. A mis compañeros de trabajo del Departamento de Planificación de Distribución que se hicieron amigos y pequeños tutores gracias por sus asesorías y consejos; así como también al grupo que conforma el Departamento de Planificación de Energías Alternativas por brindarme su amistad. A las familias Gómez Arru y Sánchez Contreras por abrir para mí las puertas de sus casas, brindarme su ayuda, atención y amistad. A Marcos por su cariño y apoyo, por alentarme cada día y recordarme que sí podría lograr esta meta y muchas más. A mis compañeros y amigos por su compañía y apoyo en los momentos difíciles, por ser quienes recorrieron el mismo camino y lo hicieron más llevadero en innumerables ocasiones. A la Universidad Simón Bolívar por brindarme una educación excepcional y maravillosas experiencias de vida. A todos, gracias!
vii
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ................................................................................................................................ iv
DEDICATORIA ......................................................................................................................... v
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................. vi
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................. xi
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................. xiii
LISTA DE SIGLAS Y ABREVIATURAS .............................................................................. xv
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................. 6
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA .......................................................................................... 6
1.1 Descripción y reseña histórica [1] ..................................................................................... 6
1.1.1 Junta Directiva de CORPOELEC [1] ......................................................................... 8
1.1.2 Estructura Nacional .................................................................................................... 9
1.2 Información Institucional [1] ........................................................................................... 10
1.2.1 Visión ....................................................................................................................... 10
1.2.2 Misión ....................................................................................................................... 10
1.2.3 Valores Corporativos ................................................................................................ 10
1.2.4 Objetivos ................................................................................................................... 10
1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de
Gestión [2] ................................................................................................................................ 11
1.3.1 Planificación de Distribución [2] ................................................................................. 12
CAPÍTULO 2 ........................................................................................................................... 13
MARCO TEÓRICO ................................................................................................................. 13
2.1 Planificación del sistema de distribución ........................................................................... 13
2.2 Planificación a Largo Plazo ................................................................................................ 14
2.3 Métodos de Estimación Aplicados a la Demanda Eléctrica ............................................... 15
2.3.1 Modelos del uso de la tierra ......................................................................................... 17
viii
2.3.2 Modelos de Uso Final [7] ............................................................................................ 21
2.4 Características de la demanda eléctrica .............................................................................. 23
2.5 Distribución espacial de la demanda eléctrica [4] .............................................................. 24
2.6 Método de Microáreas para la estimación de la demanda [4] ............................................ 24
2.7 Definiciones de parámetros eléctricos ................................................................................ 25
2.7.1 Carga conectada o potencia instalada .......................................................................... 25
2.7.2 Demanda máxima ........................................................................................................ 26
2.7.3 Factor de potencia ........................................................................................................ 26
2.8 Definición del centro de carga [9] ...................................................................................... 26
2.9 Criterios de Diseño ............................................................................................................. 27
2.9.1 Tensiones normalizadas [10] ....................................................................................... 27
2.9.2 Capacidades de subestaciones normalizadas [11] ....................................................... 27
2.9.3 Capacidad firme de subestaciones. [12] ...................................................................... 28
CAPITULO 3 ........................................................................................................................... 30
METODOLOGÍA PROPUESTA ............................................................................................. 30
3.1 Caracterización del área en estudio .................................................................................... 31
3.2 Recopilación de información .............................................................................................. 31
3.3 Procesamiento y análisis ..................................................................................................... 33
3.3.1 Estimación de la demanda máxima de cada zona........................................................ 33
3.3.2 Asignación de la demanda por puntos de transformación ........................................... 33
3.3.3 Calibración de la demanda eléctrica ............................................................................ 35
3.4 Predicción de demanda en un área pequeña ....................................................................... 36
3.5 Planteamiento de Escenarios .............................................................................................. 42
3.6 Estrategias de expansión del sistema eléctrico de distribución a largo plazo .................... 43
3.7 Determinación del portafolio de expansión del sistema eléctrico de distribución ............. 47
CAPITULO 4 ........................................................................................................................... 48
LOS VALLES DEL TUY ........................................................................................................ 48
DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO ...................................................................... 48
ix
4.1 Información Geográfica y Urbana de Los Valles del Tuy.................................................. 48
4.2 Zonificación del área en estudio ......................................................................................... 51
4.3 Características de la curva de demanda eléctrica en el área de los Valles del Tuy ............ 53
4.4 Información del estado actual del sistema eléctrico de los Valles del Tuy. ....................... 54
4.5 Caracterización de la región en variables de desarrollo ..................................................... 56
CAPÍTULO 5 ........................................................................................................................... 57
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS VALLES DEL TUY ...................................... 57
5.1 Modelo de Carga ................................................................................................................ 57
5.1.1 Suscriptores Residenciales .......................................................................................... 58
5.1.2 Suscriptores Comerciales ............................................................................................ 60
5.1.3 Suscriptores Industriales .............................................................................................. 61
5.2 Calibración de la demanda eléctrica en el año base ........................................................... 61
5.2.1 Demanda real ............................................................................................................... 62
5.2.2 Demanda estimada ....................................................................................................... 62
5.3 Ajuste de las categorías de los modelos urbano y carga y calibración ............................... 63
5.3.1 Aplicación Residencial, Comercial e Industrial .......................................................... 63
5.3.2 Resultados de la calibración y ajuste. .......................................................................... 65
5.4 Variación de los índices de demanda en el período de estimación. ................................... 66
5.5 Planteamiento de Escenarios .............................................................................................. 70
5.5.1 Características de los Escenarios ................................................................................. 71
5.5.2 Resultados del estudio de demanda a largo plazo ....................................................... 71
CAPITULO 6 ........................................................................................................................... 74
EXTRATEGIAS DE EXPANSIÓN Y UBICACIÓN DE SUBESTACIONES PARA LOS
VALLES DEL TUY ................................................................................................................. 74
6.1 Áreas de Servicio Actuales de las Subestaciones ............................................................... 74
6.2 Resultados de ubicación de subestaciones en cada escenario ............................................ 77
6.2.1 Escenario I ................................................................................................................... 78
6.2.2 Escenario II .................................................................................................................. 79
6.2.3 Escenario III ................................................................................................................ 81
x
6.3 Determinación del Portafolio de obras de inversión a largo plazo del sistema eléctrico de
distribución ............................................................................................................................... 82
6.3.1 Portafolio de obras de inversión para el año 2013....................................................... 83
6.3.2 Portafolio de obras de inversión para el año 2018....................................................... 84
6.3.3 Portafolio de obras de inversión para el año 2023....................................................... 84
6.3.4 Portafolio de obras de inversión para el año 2028....................................................... 85
6.3.5 Portafolio de obras de inversión para el año 2033....................................................... 85
CONCLUSIONES .................................................................................................................... 86
RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 90
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 91
APÉNDICE A: Descripción General del Sistema TRANUS ................................................... 93
APÉNDICE B: Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores ................... 100
APÉNDICE C: Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ................... 107
APÉNDICE D: Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE ..... 111
APÉNDICE E: Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas
DELEC ................................................................................................................................... 115
APÉNDICE F: Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy .................................... 119
APÉNDICE G: Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio. ................... 123
APÉNDICE H: Atlas Eléctricos Planteados para los Escenarios Propuestos. ....................... 125
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Logo de la Empresa Eléctrica Socialista CORPOELEC [1] ..................................... 8
Figura 1.2 Mapa de Regionalización, centros de apoyo y estados asociados. [1] ...................... 9
Figura 1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de
Gestión. [2] ............................................................................................................................... 11
Figura 2.1 Modelo del Proceso de Planificación de Distribución a Largo Plazo [3] ............... 15
Figura 2.2 Características de los Modelos Basados en el Uso de la Tierra .............................. 21
Figura 2.3 Curva típica de demanda diaria (Tn=24 horas) [8] ................................................. 23
Figura 2.4 División de zonas servidas en microáreas cuadradas (a) o irregulares (b) ............. 25
Figura 3.1 Etapas de la Metodología Propuesta ....................................................................... 31
Figura 3.2 Ejemplo de ventana con la Lista de Circuitos. ........................................................ 35
Figura 3.3 Ejemplo de un listado generado al utilizar la opción totalizar la carga por
cuadrículas ................................................................................................................................ 37
Figura 3.4 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma ................. 38
Figura 3.5 Ejemplo del sistema de cuadrículas utilizado por PADEE ..................................... 38
Figura 3.6 Ejemplo de una zona de los Valles del Tuy ............................................................ 39
Figura 3.7 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma y el valor
estimado .................................................................................................................................... 42
Figura 3.8 Crecimiento de subestaciones [12].......................................................................... 44
Figura 3.9 Procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones ... 46
Figura 4.1 Ubicación geográfica del área en estudio [14] ........................................................ 49
Figura 4.2 División Político Administrativa del área de los Valles del Tuy. ........................... 49
Figura 4.3 Distribución de las Zonas DELEC .......................................................................... 53
Figura 4.4 Curva 24 horas en p.u. del servicio residencial en los Municipios Paz Castillo (a) y
Cristóbal Rojas (b) de los Valles del Tuy. ................................................................................ 53
Figura 4.5 Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles del Tuy. .............................. 55
Figura 4.6 Disposición de los circuitos en el área de los Valles del Tuy. ................................ 55
xii
Figura 5.1 Demanda Real y Demanda Estimada para el año 2008 .......................................... 66
Figura 5.2 Diferencia entre la Demanda Real y la Demanda Estimada para el año 2008 ........ 66
Figura 5.3 Evolución de la Demanda máxima promedio por suscriptor. ................................. 68
Figura 5.4 Curva de Carga Residencial. [19] ........................................................................... 69
Figura 5.5 Distribución Porcentual del Consumo por Uso. [19] .............................................. 70
Figura 5.6 Gráfica del crecimiento de la demanda quinquenal para cada escenario ................ 72
Figura 6.1 Áreas de Servicio de las Subestaciones (patio de 13,8 kV). ................................... 75
Figura 6.2 Ubicación de subestaciones Escenario I. ................................................................ 79
Figura 6.3 Ubicación de subestaciones Escenario II. ............................................................... 80
Figura 6.4 Ubicación de subestaciones Escenario III. .............................................................. 82
Figura A.1 Etapas principales de funcionamiento de TRANUS .............................................. 97
Figura H.1 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario I ...................................................... 126
Figura H.2 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario II ..................................................... 126
Figura H.3 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario III ................................................... 127
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.2 Capacidades y N° Máximo de TRX’s normalizados por CADAFE para una
Subestación de Distribución. .................................................................................................... 28
Tabla 2.1 Demanda que puede ser alimentada por una Subestación. ....................................... 29
Tabla 3.1 Valores de potencia asociados a cada una de las cuadriculas que conforman la zona
DELEC 5011 del área en estudio. ............................................................................................ 40
Tabla 4.1 Zonas DELEC que conforman el área de los Valles del Tuy ................................... 52
Tabla 4.2 Condición Actual de las Subestaciones de Distribución .......................................... 54
Tabla 5.1 Índices de demanda para Suscriptores Residenciales. [18] ...................................... 58
Tabla 5.2 Índices de demanda para Suscriptores Comerciales. [18] ........................................ 61
Tabla 5.3 Índices de demanda para Suscriptores Industriales. [18] ......................................... 61
Tabla 5.4 Índices de Demanda asignados a la Población. ........................................................ 63
Tabla 5.5 Índices de Demanda asignados a cada tipo de Empleo. ........................................... 63
Tabla 5.6 Porcentaje de Participación de los Artefactos. [19] .................................................. 70
Tabla 5.8 Resultados de Demanda Total (MVA) para cada uno de los escenarios propuestos 72
Tabla 5.9 Porcentajes del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada escenario ..... 72
Tabla 5.10 Porcentajes promedios del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada
escenario ................................................................................................................................... 73
Tabla 5.11 Porcentajes del crecimiento de la población anual [16] ......................................... 73
Tabla 6.1 Demanda máxima en las actuales áreas de influencia de las subestaciones de los
Valles del Tuy (MVA). ............................................................................................................. 76
Tabla 6.2 Porcentaje de crecimiento de la demanda en el área de las actuales subestaciones de
los Valles del Tuy (%) .............................................................................................................. 76
Tabla 6.3 Ubicación de Subestaciones Escenario I .................................................................. 78
Tabla 6.4 Ubicación de Subestaciones Escenario II ................................................................. 79
Tabla 6.5 Ubicación de Subestaciones Escenario III ............................................................... 81
xiv
Tabla B.1 Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores para el año 2008.
[16] ......................................................................................................................................... 101
Tabla B.2 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2013.
[16] ......................................................................................................................................... 102
Tabla B.3 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2018.
[16] ......................................................................................................................................... 103
Tabla B.4 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2023.
[16] ......................................................................................................................................... 104
Tabla B.5 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2028.
[16] ......................................................................................................................................... 105
Tabla B.6 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2033.
[16] ......................................................................................................................................... 106
Tabla C.1 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 108
Tabla C.2 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 109
Tabla C.3 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 110
Tabla D.1 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 112
Tabla D.2 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 113
Tabla D.3 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 114
Tabla E.1 Población del Año Base 2008 ................................................................................ 116
Tabla E.1.1 Índices Utilizados para Calibración del Año Base 2008..................................... 117
Tabla E.1.2 Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC
................................................................................................................................................ 118
Tabla F.1 Proyecciones de Población por Año para los Valles del Tuy, 1995-2010 ............. 120
Tabla F.2 Histórico de las Demanda Máximas Anuales por Subestaciones .......................... 121
Tabla F.3 Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy. ............................................ 122
Tabla G.1 Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio. ............................ 124
xv
LISTA DE SIGLAS Y ABREVIATURAS
CADAFE C.A. de Administración y Fomento Eléctrico
CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional.
CF Capacidad Firme.
CI Capacidad Instalada.
CORPIVENSA Corporación de Industrias Intermedias de Venezuela S.A.
DELEC Demanda Eléctrica.
EDC Electricidad de Caracas.
fp Factor de Potencia
GIS Geographic Information System.
GMVV Gran Misión Vivienda Venezuela.
INE Instituto Nacional de Estadística.
INSURBECA Instituto de Urbanismo C.A.
kV Kilovoltio.
kVA Kilovoltamperio.
kVAR Kilovoltamperio reactivo.
kW Kilovatio.
MW Megavatio.
PADEE Programa de Análisis de Distribución de Energía Eléctrica.
P.U. Por Unidad.
PTI Parque Tecnológico Industrial.
S/E Subestación de Transformación.
TRANUS Modelo Integrado de Usos del Suelo y Transporte.
TRX Transformador.
REGVEN Red Geocéntrica Venezolana.
UTM Universal Transversal de Mercator.
1
INTRODUCCIÓN
La planificación de un sistema de distribución de energía eléctrica a largo plazo es de suma
importancia, puesto que permite definir los lineamientos generales de expansión de la red,
para poder servir al desarrollo previsto y orientar en las decisiones a corto y mediano plazo.
Adicionalmente, conociendo las estimaciones de demanda futura se establecen las inversiones
necesarias para contribuir con la expansión económica, eficaz y confiable del sistema de
distribución que permita mantener la calidad de servicio a prestar. Por consiguiente, la
definición de estrategias a nivel de distribución de la red, pronosticar la localización del
crecimiento de la demanda futura, es tan importante como pronosticar su magnitud.
Sin embargo la incertidumbre en este tipo de estudios es algo inherente a ellos, puesto que
la estimación de las condiciones futuras puede variar de muchas formas distintas y existen
infinidades de factores de tipo: políticos, sociales, ambientales, entre otros., que pueden variar
estos cálculos. Para manejar esta condición de incertidumbre se elaboran escenarios de
desarrollo que permiten tomar en cuenta diversos factores y establecer una gama de resultados
de estimación de la demanda, contribuyendo así a abarcar la mayor cantidad de variaciones
posibles y acotar la incertidumbre en las magnitudes y en la ubicación de la demanda
obtenida.
La elaboración de estos escenarios dependerá de las características del área de estudio y la
información con que se cuente para lograr las combinaciones posibles de las variantes
preponderantes. Con base a los resultados obtenidos para los escenarios planteados y a la
capacidad de la que disponen las subestaciones actuales, se define la necesidad o no de nuevas
unidades de transformación y/o subestaciones, así como su capacidad de transformación y su
nivel de tensión.
El proceso de planificación de una nueva subestación de distribución debe estar alineado
con los procesos constructivos de la misma, por lo que se debe contemplar los tiempos de
búsqueda de terreno, servidumbres de paso, ampliación o refuerzo del sistema de
subtransmisión así como la ejecución de las obras para la salida de los circuitos de
distribución para garantizar que los equipos proyectados se encuentren operativos para el
momento en que se necesiten.
2
Antecedentes
Generalmente los estudios de estimación de la demanda eléctrica a largo plazo que se han
venido realizando en las empresas tales como la EDC y CADAFE tienen su basamento en el
desarrollo urbano, es decir son estudios que tienen como objetivo conseguir el nivel de
saturación de la demanda eléctrica que puede tener un área determinada, sin embargo los
índices de demanda por área ocupada que se utilizan para convertir el número máximo de
personas que habitan dicha área en demanda eléctrica están basados en las regulaciones del
uso de la tierra, lo cual crea una desventaja para dichos estudios dado que no siempre se
dispone de la información necesaria para plantear los escenarios necesarios para obtener dicha
demanda, debido a la dificultad para obtener las nuevas áreas de construcción desarrolladas y
por desarrollar dado que éstas son variables urbanísticas que no utilizan comúnmente los
organismos encargados de la planificación eléctrica.
En consecuencia, se utilizaron datos de proyecciones de variables urbanas tales como:
población y empleo, que son suministradas por el sistema TRANUS y con el modelo de carga
se convierten a demanda eléctrica.
El primer estudio que se realizó con el objetivo de crear un Modelo de Carga para la
Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la
Proyección de Variables Urbanas Población y Empleo [18] fue en el año 1995 cuando se
utilizaron por primera vez dichas variables las cuales fueron producto de un estudio de
INSURBECA definiéndose así por primera vez un modelo de carga basado en el uso final de
los equipos eléctricos. Posteriormente, la EDC toma los resultados de índices de demanda por
tipo de suscriptor obtenidos en dicho estudio, aplicando el modelo de carga al Área
Metropolitana de Caracas en su estudio de Plan de Expansión del Sistema de Distribución a
Largo Plazo [3].
Posterior al trabajo realizado por la EDC no se realizaron estudio de la misma índole
utilizando estas variables urbanas, hasta este año donde del estudio de Estimación de la
Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y
Aragua realizado por INSURBECA [16], se tomaron las proyecciones de las variables
urbanas población y empleo de los Valles del Tuy para realizar este estudio.
3
Justificación
En relación al área de estudio, la región de los Valles del Tuy ubicada en el estado Miranda,
presenta actualmente grandes cambios en lo que se refiere a la expansión y crecimiento
residencial, comercial e industrial, siendo necesario planificar el sistema eléctrico de
distribución de energía para determinar las acciones a ejecutar a largo plazo para enfrentar los
cambios que pudiesen traducirse en el incremento de la demanda de potencia, y de esta
manera garantizar la continuidad en la calidad y confiabilidad del servicio prestado a través
del tiempo.
Es una zona que actualmente cuenta con un importante crecimiento habitacional que viene
dado por los desarrollos de la GMVV así como por entes privados, por lo cual es necesario
tener una visión de corto, mediano y largo plazo para poder dar una estrategia completa a la
región.
Por otro lado, a pesar de que el estudio realizado bajo el título de “Estimación de la
Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y
Aragua” por parte de INSURBECA [16] abarcó el área de los Valles del Tuy, a efectos de
estimar la demanda de dicha área, los mismos utilizaron datos de energía eléctrica en
Kilovatio/hora (KWh), los cuales son poco confiables dado que no manifiestan la verdadera
demanda eléctrica del área, ya que un gran porcentaje de la población no posee medidor en
sus hogares, por lo tanto con el presente estudio se busco trabajar con la red eléctrica
propiamente de dicha área tomando en cuenta los valores de KVA demandados por la
población total.
Por todo lo anteriormente mencionado se resalta la importancia de realizar el estudio de las
“Estrategias de expansión de la red eléctrica para los Valles del Tuy” – Período 2013-2033.
Alcance
El alcance de este proyecto abarca desde el estudio de la demanda eléctrica en el área de los
Valles del Tuy hasta evaluar la necesidad sobre la construcción de nuevas subestaciones que
permitan aliviar y/o redistribuir las cargas de otras subestaciones de la zona a largo plazo.
4
Objetivo General
El objetivo general del presente informe de pasantía es determinar las estrategias de
expansión de largo plazo para el desarrollo del sistema de distribución de energía eléctrica del
área de los Valles del Tuy.
Objetivos Específicos
Caracterización del área general en estudio.
Recopilación de toda la información necesaria del sistema eléctrico del área en
estudio.
Empleo del modelo de carga para convertir las variables urbanas de población y
empleo a demanda eléctrica en pequeñas áreas.
Determinación de la demanda eléctrica futura de los Valles del Tuy.
Análisis del sistema a largo plazo.
Determinar la necesidad y ubicación de nuevas subestaciones y la expansión de las
subestaciones existentes en el área.
Elaboración del Informe Final.
Aporte
Este estudio plantea una metodología novedosa por su simplicidad y practicidad la cual es
aplicable a futuros estudios de la misma índole en relación a cualquier región del país en lo
que se refiere a la estimación de la demanda eléctrica; sin embargo resulta de vital
importancia tener de buena fuente los datos actualizados de las variables involucradas de
manera tal que las estimaciones de las demanda sean confiables a largo plazo.
En este orden de ideas el presente Trabajo Especial de Grado, se desarrolla en seis capítulos,
enmarcados de acuerdo al siguiente contexto:
En el Capítulo 1 se hace una reseña histórica a la fecha de la empresa y en particular del
Departamento de Planificación de Distribución donde se llevó a cabo el presente estudio.
5
El Capítulo 2 consta de una parte introductoria, donde se recurre al período de investigación
(referencias bibliográficas), en la cual se estudia y se analiza todo lo relacionado con la
estimación de demanda eléctrica a largo plazo. Se pudieron definir conceptos básicos,
métodos para predecir dicha demanda y todos los factores que la afecta.
El Capítulo 3 contiene la explicación de la metodología propuesta para transformar las
variables urbanas población y empleo a demanda eléctrica para luego cargar dichos valor a
cuadrículas, ésta metodología se divide en tres grandes etapas: Datos, Procesos y Resultados.
Estas variables serán suministradas por el modelo urbano (TRANUS) el cual se explica en el
Apéndice A.
En el Capítulo 4 se hace referencia a la ubicación geográfica y descripción del área de
estudio, adicionalmente se incluye todo lo concerniente al sistema eléctrico presente y a la
división del área en zonas DELEC. Este capítulo enmarca todo lo relacionado a la
recopilación de los datos necesarios para iniciar el estudio.
En el Capítulo 5 es aplicada la metodología propuesta a los sectores de suscriptores
residenciales y comerciales respectivamente, donde se presenta el modelo de carga para
transformar las variables población y empleo a demanda eléctrica así como los escenarios de
crecimiento planteados; dicho capítulo engloba los procesos realizados para la estimación de
la demanda a largo plazo.
En el Capítulo 6 se aprecian los resultados y estrategias de expansión del sistema eléctrico
de distribución así como el portafolio de inversiones obtenido de la planificación a largo plazo
que servirá de referencia para la planificación a corto plazo y mediano plazo.
Por último se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas en el estudio.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
En el presente capítulo se expone de manera resumida la información general de la
Empresa, así como también una breve descripción de la Unidad de Planificación de
Distribución donde se desarrolló el trabajo de grado.
1.1 Descripción y reseña histórica [1]
CORPOELEC, Empresa Eléctrica Socialista, adscrita al Ministerio del Poder Popular de
Energía Eléctrica, es una institución que nace con la visión de reorganizar y unificar el sector
eléctrico venezolano a fin de garantizar la prestación de un servicio eléctrico confiable,
incluyente y con sentido social. Este proceso de integración permite fortalecer al sector
eléctrico para brindar, al soberano, un servicio de calidad, confiable y eficiente; y dar
respuestas, como Empresa Eléctrica Socialista, en todas las acciones de desarrollo que ejecuta
e implanta el Gobierno Bolivariano.
CORPOELEC se crea, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007, cuando el
Presidente de la República, Hugo Rafael Chávez Frías, establece la reorganización del sector
eléctrico nacional con el fin de mejorar el servicio en todo el país. En el Artículo 2º del
documento se define a CORPOELEC como una empresa operadora estatal encargada de la
realización de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización
de potencia y energía eléctrica.
Desde que se publicó el decreto de creación de CORPOELEC, todas las empresas del
sector: Electrificación del Caroní (EDELCA), C.A. Electricidad de Caracas (EDC), C.A.
Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), C.A. Energía Eléctrica de la Costa Oriental
(ENELCO), C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto (ENELBAR), C.A. de Administración y
Fomento Eléctrico (CADAFE), Generación a Vapor C.A. (GENEVAPCA), C.A. Electricidad
de Ciudad Bolívar (ELEBOL), C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL), C.A. Sistema
7
Eléctrico de Nueva Esparta (SENECA), Empresa Nacional de Generación (ENAGEN), C.A.
Luz Eléctrica de Yaracuy (CALEY), C.A. Luz y Fuerza Eléctricas de Puerto Cabello
(CALIFE) y TURBOVEN, trabajan en sinergia para atender el servicio y avanzar en el
proceso de integración para garantizar y facilitar la transición armoniosa del sector.
Ante la creciente demanda y las exigencias del Sistema Eléctrico Nacional, SEN, el
Ejecutivo Nacional crea al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica MPPEE,
anunció hecho desde el Palacio de Miraflores por el Presidente de la República Hugo Rafael
Chávez Frías, el 21 de octubre de 2009. La información fue publicada en la Gaceta Oficial
número 39.294, Decreto 6.991, del miércoles 28 de octubre. En ella se informa que el titular
de esta cartera tendrá entre sus funciones ser la máxima autoridad de CORPOELEC. "Vamos
a fortalecer y reimpulsar el sistema eléctrico nacional”, enfatizó el máximo líder de la
Revolución Bolivariana de Venezuela.
En el decreto 5.330 el ente rector de la política eléctrica era el Ministerio del Poder Popular
para la Energía y el Petróleo, MENPET. Ahora CORPOELEC está bajo la tutela del
Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, MPPEE. El 12 de julio del 2010, en la
Gaceta Oficial 39.463, se aprueban las modificaciones a este decreto que enfatiza la necesidad
de dar un mayor impulso a la fusión de las filiales de CORPOELEC en una persona jurídica
única. Allí se establece el 30 de diciembre de 2011 como la fecha tope para la integración
definitiva.
CORPOELEC tiene como objetivo redistribuir las cargas de manera que cada empresa
asuma el liderazgo en función de sus potencialidades y fortalezas. En la actualidad el proceso
de reagrupación avanza para la conformación efectiva de equipos de gestión bajo una gran
corporación, aprovechando los valiosos recursos humanos, técnicos y administrativos
existentes en cada región.
Desde la Asamblea Nacional, y bajo el liderazgo de la Comisión Permanente de Energía y
Minas, se aprobó, en Primera Discusión, el Proyecto de Ley Orgánica del Sistema y Servicio
Eléctrico (LOSSE), instrumento legal que refuerza las líneas del Plan Estratégico
del MPPEE, que busca, en un plazo menor a los cinco años, solucionar las deficiencias del
SEN y realizar la efectiva restructuración de CORPOELEC.
8
En referencia al MPPEE, su titular, Alí Rodríguez Araque, también Presidente
de CORPOELEC, ha destacado que, por primera vez en la historia, Venezuela tiene un
organismo que centraliza la planificación del sector eléctrico nacional para mejorar la
operación del sistema, la calidad del servicio, y maximizar la eficiencia en el uso de las
fuentes primarias de producción de energía, en beneficio de todo el país.
“La reestructuración resulta inaplazable” precisó el Ministro Rodríguez Araque. En
concordancia con esa afirmación y siguiendo la planificación del MPPEE, el 11 de febrero de
2011 se inicia exitosamente la mudanza de los trabajadores y trabajadoras de Caracas a las
distintas sedes operativas de CORPOELEC en El Marqués, San Bernardino, Chuao y El
Rosal. Desde ese momento, 3.670 trabajadores de CORPOELEC, Región Capital, laboran,
integradamente, desde sus nuevos puestos de trabajo. Esta experiencia constituye un hito
trascendente en el proceso de unificación del sector eléctrico nacional en su avance hacia el
cumplimiento de su compromiso legal de completar, para el 31 de diciembre de 2011, con el
traspaso definitivo de los activos de todas las empresas eléctricas y su integración total a
CORPOELEC, Empresa Eléctrica Socialista, única organización responsable de la
Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de la energía eléctrica en
Venezuela.
Figura 1.1 Logo de la Empresa Eléctrica Socialista CORPOELEC [1]
1.1.1 Junta Directiva de CORPOELEC [1]
Presidente CORPOELEC – Ing. Argenis Chávez
Directora de Despacho – Dra. Thaís Méndez
Comisionado de Generación – Ing. Carlos Sánchez
Comisionado para Procesos de Transmisión – Ing. Richard Bravo
Comisionado de Distribución y Comercialización – Ing. Jesús Graterol
Representante de FRETALEC – Ángel Navas
Representante del Poder Popular – Sr. Honorio Navarro
Representante del Poder Popular – Sr. Félix Rivero
Representante del Poder Popular – Mario Villasana
Secretaria Ejecutiva – Mercedes Gutiérrez
9
1.1.2 Estructura Nacional
La redistribución del territorio nacional para reagrupar a las empresas eléctricas existentes
en el país en una gran corporación, se puede apreciar en la Figura 1.1 donde se aprecian las
regiones operativas.
Figura 1.2 Mapa de Regionalización, centros de apoyo y estados asociados. [1]
10
1.2 Información Institucional [1]
1.2.1 Visión
Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de servicio
público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia, confiabilidad y
sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que promueve la participación
de las comunidades organizadas en la gestión de la Corporación, en concordancia con las
políticas del Estado para apalancar el desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello
calidad de vida para todo el pueblo venezolano.
1.2.2 Misión
Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente, confiable,
con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de la utilización de
tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de generación, transmisión,
distribución y comercialización del sistema eléctrico nacional, integrando a la comunidad
organizada, proveedores y trabajadores calificados, motivados y comprometidos con valores
éticos socialistas, para contribuir con el desarrollo político, social y económico del país.
1.2.3 Valores Corporativos
Ética Socialista
Responsabilidad
Respeto
Honestidad
Eficiencia
Compromiso
1.2.4 Objetivos
Proveer un servicio eléctrico de calidad, eficiente y continuo.
Proporcionar excelente atención al cliente y aplicar una tarifa razonable que garantice
los ingresos necesarios para operar, mantener y realizar las inversiones requeridas por
el sistema.
11
Minimizar las pérdidas de energía.
Asegurar un personal calificado con alto nivel de competencia.
Garantizar la innovación tecnológica del sistema de información.
Promover y velar porque sus filiales logren cumplir con los planes, metas y objetivos
que le han encomendados así como liderizar activa y estratégicamente a la
organización siguiendo los lineamientos establecidos para lograr una excelente
capacidad general.
1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de
Gestión [2]
Figura 1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de
Gestión. [2]
Dentro de la Planificación de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico encontramos
cuatro grupos de trabajo los cuales son:
Demanda e Intercambios.
Planificación de Generación.
Planificación de Transmisión.
12
Planificación de Distribución.
1.3.1 Planificación de Distribución [2]
El objetivo general del grupo es planificar el proceso de distribución de energía eléctrica así
como dirigir y hacer seguimiento a las unidades de planificación de las Regiones en lo
relativo al desarrollo del Plan de Expansión del Sistema de Distribución (< a 69 kV) de corto
mediano y largo plazo, definiendo la infraestructura y equipamiento necesarios para la
distribución de energía eléctrica, en concordancia con la normativa vigente; el respeto al
medio ambiente y los planes de desarrollo económico y social de la Nación.
Las principales funciones del grupo de trabajo son las siguientes:
Coordinar el diagnóstico del sistema de distribución, en conjunto con las unidades
responsables de su operación, a fin de determinar las necesidades del mismo y su
desarrollo a corto, mediano y largo plazo.
Determinar los requerimientos de distribución para corto, mediano y largo plazo a fin
de ser evaluados e incorporados dentro del Plan de Adecuación y Expansión del
Sistema Eléctrico.
Coordinar y consolidar las estrategias a corto y mediano plazo asociados al sistema de
distribución.
Definir y desarrollar estudios a largo plazo y año horizonte del sistema de distribución.
Jerarquizar los proyectos de distribución con el propósito de cumplir los lineamientos
estratégicos establecidos y el Plan de inversión de la Corporación.
Realizar evaluaciones técnicas y económicas de las opciones de adecuación y
expansión de distribución a fin de determinar su factibilidad para el desarrollo de los
mismos.
Analizar la interconexión del sistema de distribución con transmisión y evaluar la
generación distribuida en el sistema de distribución, a fin de integrar los
requerimientos de distribución con las estrategias de expansión de transmisión.
Evaluar y definir las metodologías, normas, criterios y nuevas tecnologías para la
planificación de la adecuación y expansión de distribución de energía eléctrica.
Asesorar y apoyar a las unidades de planificación regionales en el proceso de
planificación del sistema eléctrico.
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1 Planificación del sistema de distribución
Un sistema eléctrico de potencia está constituido por una cantidad considerable de
componentes interconectados, diseminados en un área geográfica definida, destinados a
general y entregar potencia eléctrica a los distintos puntos donde se requiera. El sistema de
distribución, por su parte, está compuesto por una serie de equipos emplazados cerca de las
áreas servidas, capaces de suplir los puntos de carga eléctrica directamente.
Planificar la expansión futura de este sistema involucra determinar, simultáneamente, tanto
las capacidades como la ubicación de los futuros componentes. Un primer paso en esta
planificación es la predicción de la carga eléctrica futura, con el detalle geográfico suficiente
como para determinar las magnitudes de los equipos y su ubicación. Es así que el objetivo
principal de planificar un sistema eléctrico de distribución consiste en determinar una
expansión económica y ordenada, para poder ofrecer un servicio eléctrico con un aceptable
nivel de confiabilidad.
La planificación del sistema de distribución se puede dividir en tres grandes categorías
corto, mediano y largo plazo cuyos objetivos se muestran a continuación:
Planificación a corto plazo: Ofrecer una evaluación de las condiciones de operación
de la red de distribución y recomendar las modificaciones que sean necesarias.
Mejoras y adecuaciones de la red durante el período de 1 a 2 años. Además, realizar
seguimiento en la conexión de nuevos clientes a la red actual.
14
Planificación a mediano plazo: Establece estrategias de expansión de las
subestaciones existentes y el desarrollo de subestaciones futuras, más los pequeños
desarrollos que necesite la red como por ejemplo determinar las necesidades y rutas de
nuevos alimentadores de la red de distribución así como sus capacidades y bancadas
de tuberías, estimando la demanda para un período de 3 a 7 años.
Planificación a largo plazo: Orientar los planes a corto y mediano plazo, a fin de
lograr consistencia y eficiencia en las inversiones destinadas al sistema de
distribución. Establece los requerimientos de futuras subestaciones, define troncales de
alimentadores y áreas de servicio en el futuro. Define el terreno para la infraestructura
eléctrica en general. Cubre períodos de 10 a 20 años.
2.2 Planificación a Largo Plazo
Se puede decir que la planificación de distribución es el desarrollo de una secuencia
económica de expansiones del sistema, para satisfacer una demanda de energía eléctrica que
varía tanto en el tiempo como en espacio. El objetivo principal de la planificación a largo
plazo es determinar la cantidad, el tipo y la ubicación de la carga futura para definir las
capacidades, ubicaciones y el momento en el cual los equipos para suplir la demanda son
requeridos [3]. Existe incertidumbre sobre el desarrollo de una región, ya que influyen
factores socioeconómicos, políticos, naturales, demográficos, entre otros. Por lo tanto el
estudio de planificación a largo plazo se basa en métodos de estimación y predicción de la
demanda a partir de variables urbanas. Para lograr mayor precisión en el estudio, se divide la
localización en pequeñas áreas (microáreas), logrando aumentar la resolución para aplicar un
modelo de estimación de la demanda que sea adecuado según los requerimientos del sector.
Es importante destacar que los estudios de planificación a largo plazo están sujetos a la
incertidumbre. El crecimiento de la demanda depende de factores económicos, políticos y
sociales que son muy difíciles de predecir.
Las etapas de la planificación a largo plazo contemplan:
1. Estimación de la distribución espacial de la demanda.
2. Determinación de la capacidad y número de subestaciones requeridas.
3. Ubicación de las subestaciones de distribución.
4. Configuración de la red de alimentadores primarios (red troncal)
15
5. Estimar el periodo de construcción de las subestaciones y configuraciones de la red
(para un año horizonte) con el fin de establecer las inversiones en el sistema eléctrico.
La estimación de la demanda a largo plazo define las expansiones que el sistema de
distribución requiere y a la vez sirve para acotar las estimaciones de la demanda a mediano
plazo, informar de cómo y cuándo se van a ir incorporando las cargas futuras a la red de
transmisión, prevé los requerimientos de terreno, recursos e infraestructura, optimiza las
inversiones a realizar en el corto y mediano plazo y considera los eventos críticos que pueden
ocurrir en el futuro [3]
ESTABLECER
PREMISAS Y
EVALUAR
SELECCIONAR
EL MODELO
ESTIMAR Y
ANTICIPAR
FORMULAR Y
ANÁLISIS
SELECCIONAR
Y
ESPECIFICAR
APROBARDOCUMENTAR
Y DIFUNDIR
Diagnóstico del
entorno urbano
y geográfico
Diagnóstico de
la situación
actual del
sistema de
distribución
Largo plazo
Construcción de
escenarios
Predicción de la
variable no
eléctrica
Conversión a
demanda
eléctrica
Estrategias de
expansión a
largo plazo del
sistema de
distribución
Plan de
inversiones en el
sistema de
distribución
Requerimientos
de terrenos,
infraestructura y
recursos
Aprueba
Plan de
Expansión a
Largo Plazo del
Sistema de
Distribución
No
Si
Figura 2.1 Modelo del Proceso de Planificación de Distribución a Largo Plazo [3]
La base para la planificación a largo plazo del sistema de distribución la constituye el
proceso de estimación de demanda. Por ello se describen a continuación los modelos de
predicción existentes así como los aspectos que deben tomarse en cuenta para la escogencia
de una técnica para un problema particular.
2.3 Métodos de Estimación Aplicados a la Demanda Eléctrica
Para llevar a cabo la predicción de la demanda existe una gran cantidad de modelos de
predicción, los cuales varían tanto en complejidad como en confiabilidad en los resultados.
Una primera clasificación diferencia dos grandes grupos:
16
Métodos Tendenciales
Se basan en series de tiempo y proyectan la relación existente entre la variable que se desea
predecir y el tiempo. El desarrollo histórico de la variable de estudio determinará su
comportamiento futuro. La precisión de estos métodos no alcanza un plazo mayor de cinco
años, por lo cual es utilizado en estudios de corto y mediano plazo.
Métodos Causales
A nivel de la estimación de la demanda a largo plazo, se utilizan los métodos causales, los
cuales tienen la finalidad de encontrar los factores que más afectan a la demanda y definir las
relaciones entre ellos. Estos métodos se dividen en cualitativos y analíticos.
Los métodos cualitativos utilizan herramientas computacionales que almacenan información
del comportamiento de la carga y la proyectan generando un proceso de estimación intuitivo.
Se necesita una mínima cantidad de recursos y esfuerzos; los resultados, sin ser precisos, se
consideran aceptables.
Los métodos analíticos identifican tendencias de datos históricos del comportamiento de la
demanda que luego son utilizados para proyectar su crecimiento, se dividen en modelos
multivariables y modelos del uso de la tierra. Estos métodos se disgregan básicamente en tres
clases: los de física social, los económicos o de comportamiento y los de simulación.
El modelo multivariable trata de establecer en primer lugar, las relaciones existentes entre
un grupo de variables independientes denominados de control y las variables dependientes
denominadas demanda. Las variables de control se constituyen por el número de clientes
residenciales, uso de la tierra industrial por clase, otros servicios públicos, etc. Y entre las
variables de demanda están la demanda eléctrica total, demanda por tipo de cliente, etc.
Los modelos multivariables difieren entre ellos por sus métodos de tendencia, trabajando en
series de iteraciones y extendiendo la data en el tiempo.
Los modelos basados en el uso de la tierra, han demostrado ser los más precisos y útiles
para realizar la predicción de la demanda eléctrica. Entre sus múltiples ventajas se encuentra
17
la utilización de la distribución y número de habitantes por zonificación; de los cuales se
obtendrá directamente el número y tipo de consumidores.
El modelaje urbanístico del uso de la tierra es un campo establecido, en el cual se utilizan tres
tipos de análisis:
El principio de actividad básica como causa primaria de crecimiento.
El modelo gravitacional de influencia.
El principio de que cada microárea es adecuada para solo cierto tipo de uso.
2.3.1 Modelos del uso de la tierra
Dentro de los modelos causales, los basados en el uso de la tierra (modelos de simulación),
permiten realizar el pronóstico espacial de la demanda a través de modelos urbanos completos
cuyas variables son transformadas posteriormente en variables eléctricas.
Un método basado en el uso de la tierra se utiliza primero en la fase de calibración, en la
cual los datos históricos y presentes son analizados, para determinar las tendencias y patrones
de localización. Esta información se usa para proyectar el uso de la tierra y densidad de
ocupación en cada cuadrícula, transformándose los resultados en una demanda eléctrica con la
aplicación de un modelo de uso.
Todos los modelos de estimación espacial de la demanda basados en el uso de la tierra
poseen tres submodelos. Esta división fue especificada por Willis/Northcate-Green [4] en
1983, dichos submodelos son:
Submodelo de Demanda
Determinan la demanda de tierra por parte de los usuarios. Dependiendo de la cantidad de
datos con los que se cuente se puede establecer la demanda según la cantidad de suelo
utilizado por el cliente (residencial, industrial y comercial). Además se pueden utilizar los
datos de localización de polos urbanos de atracción o un modelo urbano de transporte e
impacto de las vías de comunicación [5]. Son de baja resolución espacial y se han
implementado de tres maneras básicas:
18
Tipo 1: Los que no poseen ningún modelo de demanda como tal, sino un control de
los totales por clases.
Estas clases son: residencial, comercial e industrial; que a su vez pueden estar divididos en
subclases. El control en este caso es la densidad de población, expresada en habitantes por
hectáreas, de acuerdo a las disposiciones que dictan las ordenanzas municipales.
Tipo 2: Se basan en un modelo espacial de polos urbanos.
Este método fue desarrollado en la década de los años sesenta, con la innovación que
consistía en colocar a la densidad de población como función de las coordenadas geográficas
del área en estudio, es decir definen la localización y radio de acción de puntos atractivos para
la actividad de los suscriptores. Este factor está compuesto de tres partes:
1) La localización del polo urbano.
2) La densidad máxima de la población o “pico” del polo.
3) La curva de decaimiento en función de la distancia al “pico” del polo.
Usualmente se aplica que el comportamiento del polo urbano es monótono decreciente, y es
función de la distancia; cuyo radio a un punto donde este modelo presente un valor específico,
variará con el tiempo. Este método produce resultados satisfactorios en ciudades pequeñas
con pocos polos, que estén bien definidos.
Tipo 3: Se basan en un modelo urbano de transporte, que represente el impacto de las
vías de comunicación y los tiempos de viaje promedio.
Este sistema se fundamenta en el concepto de que cada individuo se ubicará en la ciudad
tratando de optimizar su tiempo (costo de transporte). En este sistema se hace uso de una
analogía de la ley de la gravitación universal: el flujo del transporte entre zonas es
proporcional a la población en dichas zonas, e inversamente proporcional a la distancia (no
necesariamente en forma cuadrática).
19
Submodelo de Oferta
La oferta se refiere a las ventajas que ofrece una determinada zona de la ciudad. Determinan
la cantidad de tierra disponible por clase de cliente. Al igual que el submodelo de demanda,
dependiendo de la cantidad de datos con los que se cuente se pueden establecer los valores de
adecuación de la tierra por tipo de cliente de manera intuitiva o utilizando las zonificaciones
de la zona. Adicionalmente, se puede obtener este valor aplicando valores espaciales por
proximidad o entorno a ciertas áreas [5]. Son de alta resolución espacial y también caen en
tres categorías básicas:
Tipo 1: Valores de adecuación de la tierra para cada uso específico asignados
manualmente, sobre la base de la intuición del planificador.
Tipo 2: Combinación de valores de adecuación con la zonificación existente.
Se adecúa el uso de la tierra por intuición, tomando en cuenta la reglamentación
preestablecida de zonificación.
Tipo 3: Valores de adecuación obtenidos de factores espaciales detallados, basados
generalmente en la proximidad y el entorno.
Este método considera que ciertas zonas de la ciudad son idóneas solamente para ciertos
tipos de uso de la tierra. Por ejemplo, una parcela cercana a una vía ferroviaria, es ideal para
propósitos industriales; en cambio, para usos residenciales no es adecuada, debido al alto
nivel de ruido y contaminación que presenta. Es por esto que la adecuación del uso se basa en
la proximidad y entorno.
Submodelo de Carga
Puede desarrollarse con un valor único por cada clase, una curva de demanda típica diaria
de cada clase o con una curva de demanda diaria por subclase. Con este modelo se logran
obtener los índices de demanda que definen la magnitud de demanda en un área específica. Es
la forma de conversión de los submodelos anteriores llevados a carga eléctrica es decir, se
20
traduce la concentración de personas, la zonificación existente, etc., en términos de carga
eléctrica. [5] Su clasificación es:
Tipo 1: Un valor único para cada clase (índices de demanda).
Tipo 2: Una curva de demanda diaria típica de cada clase.
Tiene la ventaja de indicar explícitamente el comportamiento de la carga eléctrica y ubicar
los distintos picos diarios que ocurren.
Tipo 3: Una curva de demanda diaria típica por subclase de cada clase (análisis de
usuario) o grupo de aparatos.
En este tipo, se disgrega la carga eléctrica de cada clase en subclases; las cuales se
constituyen por las distintas curvas de consumo de cada uno de los equipos eléctricos
utilizados.
La desventaja fundamental que se tiene con la utilización de este tipo de modelo es la
cantidad de información que éstos requieren, la cual es sumamente extensa y en algunos casos
muy difícil de obtener.
No obstante, es importante destacar que las herramientas desarrolladas dentro de este tipo de
modelos son bien específicos y reconocidos en cuanto a las bondades de los resultados que
arrojan y son ampliamente utilizadas en diversos casos de ámbito internacional, destacándose,
por ejemplo, la desarrollada por H. Lee Willis [4].
Para la estimación de la demanda eléctrica a largo plazo, es recomendable la aplicación de
métodos causales, para encontrar los factores que más afectan a la demanda y definir las
relaciones entre ellos.
Es conveniente referirse a los modelos de estimación basados en el uso de la tierra con tres
números que representan el submodelo de demanda, oferta y carga que utilizan. Así, el
modelo 2-1-2 es una técnica que usa un submodelo de polos urbanos, valores de adecuación
asignados manualmente y curvas de demanda diaria por clase.
21
En la Figura 2.2 se muestra el esquema general de los modelos basados en el uso de la
tierra.
Modelos
Basados en el
Uso de la Tierra
Submodelo de
Demanda
Submodelo de
Oferta
Submodelo de
Carga
Demanda de
tierra por parte
de los usuarios
Baja resolución
espacial
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Clasificación por clases
Modelo de los polos
Urbanos
Modelo Urbano de
Transporte
Densidad
poblacional
[Habitantes por
hectárea]
Residencial
Comercial
Industrial
Mixto
Institucional
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Tipo 1
Tipo 2
Tipo 3
Cantidad de
tierra disponible
por clase de
cliente
Alta resolución
espacial
Asignación de la tierra
por proximidad y el
entorno de desarrollo
Asignación de la tierra
para cada uso específico
según las ordenanzas
municipales
Asignación intuitiva de la
tierra para cada
escenario
Utilización de los
submodelos
anteriores
traducidos en
carga eléctrica
Asignación de un valor
único para cada clase
Índices de
Demanda
Curva de demanda diaria
típica de cada clase
Curvas de demanda
diaria por usuarios,
considerando los equipos
eléctricos
Se consideran
variables
socioeconómicas
Figura 2.2 Características de los Modelos Basados en el Uso de la Tierra
2.3.2 Modelos de Uso Final [7]
La técnica utilizada para obtener el pronóstico de la demanda por usos finales, es un método
de ingeniería cuya idea responde al hecho de que la energía obtenida a través del uso de
equipos eléctricos o electrodomésticos; que son los que realmente satisfacen las necesidades
de los usuarios; será totalizada como el producto del total de número de equipos de cada
categoría por el consumo de energía máxima conforme al tipo de equipos. Es comúnmente
utilizado en el sector eléctrico residencial y ocasionalmente en el comercial e industrial; ello
se debe en gran parte a la homogeneidad de los equipos existentes en el sector residencial.
Este método proporciona información importante respecto a la forma en que la electricidad
es usada actualmente y es especialmente útil para evaluar el impacto de los cambios o mejoras
tecnológicas en los equipos que consumen energía eléctrica, permitiendo también analizar los
impactos potenciales de los programas de manejo de carga dirigidos a ciertos usos de la
energía.
22
Para la aplicación de esta técnica (River y Asociates 1994) se deben cumplir las siguientes
etapas:
1.) Caracterizar los usos y equipamientos por categorías (especificación del modelo).
2.) Desarrollar los procedimientos para la estimación de los datos que sirven de insumos.
3.) Realizar la estimación de los datos de entrada.
4.) Realizar el pronóstico de la carga.
Por ejemplo en el sector residencial, el procedimiento es conocido como el método de
saturación de equipos (Stoll 1989) y para su aplicación es necesario cumplir con los siguientes
pasos:
1.) Estimar el número de hogares dentro del área servida por la empresa eléctrica.
2.) Determinar el nivel de saturación de los equipos en el área de servicio.
3.) Estimar la futura penetración de los equipos eléctricos, incluyendo las nuevas ventas,
conversiones a nuevos artefactos y retiro de los mismos.
4.) Determinar el uso de la energía por artefacto.
5.) Estimar el mejoramiento de la eficiencia de los equipos en el futuro.
6.) Pronosticar las ventas de energía.
7.) Validar la estimación.
Este tipo de metodología involucra la obtención y estimación de una gran cantidad de
información previa cuya calidad impacta directamente en la eficiencia de esta técnica. Así
mismo este método no puede dar respuesta directa a los cambios en la demanda eléctrica a
factores claves como precios e ingresos. Ante estas debilidades, se han desarrollado modelos
híbridos que combinan la estructura de los modelos de uso final con la estimación
econométrica.
La aplicación de estos esquemas requiere de un gran esfuerzo en la producción y
mantenimiento de toda la información necesaria para garantizar su efectividad. Bajo este
enfoque híbrido la ecuación para la energía utilizada por un equipo i, para un consumidor c,
podría visualizarse (Stoll 1989) de la siguiente manera:
(2.1)
23
Donde:
= energía utilizada por el consumidor c, durante un período de tiempo.
= saturación para el equipo i, para el consumidor c. (1 = si lo posee, 0 = no lo posee)
= energía base por equipo.
= variables explicativas del uso del equipo evaluado (precios, ingresos, tamaño de la
vivienda, etc.).
= número total de equipos por categoría.
De manera que el total de la energía consumida para todos los equipos i del consumidor c
será:
(2.2)
2.4 Características de la demanda eléctrica
La electricidad, a diferencia de otros servicios (agua, gas, entre otros,) no puede ser
almacenada. Ella tiene que producirse al instante en que ocurra la demanda. La demanda de
potencia eléctrica y el consumo de energía son funciones no lineales que dependen del tiempo
y que presentan distintos valores en los diferentes puntos geográficos de la red. La demanda
eléctrica proviene de la energía consumida en un período de tiempo y su curva viene dada,
principalmente, por la naturaleza de los usuarios: residencial, comercial e industrial. Como los
hábitos de la gran mayoría de los consumidores siguen un comportamiento similar, es posible
caracterizar una curva de demanda diaria como se muestra en la Figura 2.2. [8]
La curva de carga es la representación gráfica de la forma en que el consumidor, en un
determinado intervalo de tiempo, hace uso de sus equipos eléctricos. El intervalo de tiempo
puede ser diario, mensual, anual, etc.
Figura 2.3 Curva típica de demanda diaria (Tn=24 horas) [8]
24
La curva de demanda también se ve afectada por factores no controlables como: costumbres
de los centros de consumo, estructura económica, condiciones climáticas, eventos sociales,
culturales o políticos; y factores controlables como: medidas o normas gubernamentales,
tarifas, regulaciones, entre otros. [8]
La carga, por lo general es baja durante la noche y la madrugada y tiene valores extremos al
mediodía y al final de la tarde, en donde por lo general este último impone la demanda
máxima diaria.
2.5 Distribución espacial de la demanda eléctrica [4]
Una planificación eficiente de la expansión del sistema eléctrico, debe anticipar tanto la
cantidad de potencia que deberá ser servida en un período de tiempo determinado, como la
localización espacial del crecimiento de la demanda.
Esta información se obtiene a través de métodos de estimación espacial. Aunque existen
diferentes métodos basados en la distribución espacial de la carga, muchos coinciden en la
ubicación geográfica del crecimiento de la demanda dividiendo la zona de estudio en
microáreas.
2.6 Método de Microáreas para la estimación de la demanda [4]
Este método se basa en la localización espacial del crecimiento de la demanda eléctrica
dividiendo la zona servida en un número determinado de áreas pequeñas denominadas
microáreas.
La técnica más popular para definir las microáreas, consiste en sectores con formas
regulares que dividen la región de estudio en áreas cuadradas (cuadrículas) como se puede
apreciar en la Figura 2.4 (a). Con los datos históricos de la demanda para cada microárea y el
uso de algún método de predicción se obtiene una proyección del futuro para cada una
determinada por su naturaleza geográfica.
Otra alternativa es la división de la zona en polígonos irregulares, de esta manera las
microáreas serán de distintos tamaños y formas como se aprecia en la Figura 2.4 (b). Este
25
método puede realizarse en base a la agrupación de circuitos, subestaciones o regiones del
sistema de sub-transmisión. La estimación de la demanda de cada grupo de elementos,
constituirá la proyección de cada microárea y conllevará a la proyección del sistema.
(a) (b)
Figura 2.4 División de zonas servidas en microáreas cuadradas (a) o irregulares (b)
La demanda máxima dentro de una microárea servida por una subestación crece por dos
razones específicas:
La incorporación de nuevos usuarios a la red.
La adición, por parte de los usuarios ya existentes, de nuevos aparatos eléctricos o el
reemplazo por aparatos modernos que requieren más potencia. Esto determina la
tendencia de crecimiento en la curva de demanda de la microárea.
2.7 Definiciones de parámetros eléctricos
2.7.1 Carga conectada o potencia instalada
Es la sumatoria de la potencia en vatios de todos los equipos eléctricos (datos de placa) que
se conectan a la red en un inmueble determinado. Se puede expresar en kW o en kVA según
se requiera.
(2.1)
26
2.7.2 Demanda máxima
Como su nombre lo indica, es la demanda más alta que ocurrió en un cierto período de
tiempo “t” considerado. Se puede observar su representación en la Figura 2.3.
2.7.3 Factor de potencia
El factor de potencia se define básicamente como el cociente entre la potencia activa y la
potencia aparente.
Cuando se aplica a circuitos polifásicos en que el voltaje y la corriente son senoidales y
balanceados, el circuito se analiza por fases; así, el factor de potencia está dado de la siguiente
manera:
(3.2)
Donde:
: Factor de potencia.
: Coseno del ángulo de atraso de la corriente con respecto al voltaje en la carga.
2.8 Definición del centro de carga [9]
El centro de masa entonces, es representativo de toda la masa del objeto o cuerpo como una
partícula. De forma similar el centro de carga es representativo de toda la carga o demanda de
un área de influencia alimentada por una subestación.
El área de influencia de subestaciones es la demarcación de las cuadrículas con una
demanda de potencia correspondiente, designadas a ser abastecidas por una subestación
definida. Al comparar un objeto plano de masa definida con esta área de influencia o de forma
más detallada la afinidad de sus partículas de masa con la demanda por cuadrícula se halla la
analogía del centro de masa con el de carga.
A diferencia de este objeto plano cuya masa está definida e invariable, la demanda de
potencia en cada cuadrícula cambia en el tiempo, sin embargo, su centro de carga aplica al
instante de la demanda máxima.
27
Para obtener las ecuaciones de centro de carga se emplean las ecuaciones de centro de masa,
sustituyendo las variables de masa total de las partículas (M) por la demanda total suplida por
la subestación (D) y el elemento de masa de la partícula “i” (mi) por la demanda de la
cuadrícula “i” (di), de la siguiente forma:
donde:
y : Coordenadas “x” y “y” del sistema de referencia de la partícula “ ”
y : Coordenadas “x” y “y” del sistema de referencia del centro de carga.
2.9 Criterios de Diseño
2.9.1 Tensiones normalizadas [10]
En CORPOELEC Zona Miranda los niveles de tensión normalizados en distribución son
los siguientes:
13,8 kV: Alimentadores primarios de distribución.
34,5 kV: Líneas de subtransmisión o circuitos de distribución para áreas rurales.
115 kV: Tensión de subtransmisión.
2.9.2 Capacidades de subestaciones normalizadas [11]
Para el diseño de la expansión de las subestaciones se utilizarán las capacidades y número
máximo de transformadores normalizados por CORPOELEC Zona Miranda, los cuales
son:
28
Tabla 2.2 Capacidades y N° Máximo de TRX’s normalizados por CADAFE para una
Subestación de Distribución.
Relación de
Transformación
Capacidad por TRX
(ONAN/ONAF)
N° Máximo
de TRX
115/13,8 kV 15/20 MVA 2
30/36 MVA 4
115/34,5 kV 15/20 MVA 2
24/30 MVA 2
34,5/13,8 kV 5 MVA 2
10 MVA 2
2.9.3 Capacidad firme de subestaciones. [12]
Se debe lograr que el tiempo de interrupción, causado por la falla de un transformador en
una subestación de distribución, sea lo más corto posible. La capacidad de transformación de
una subestación de distribución, o de un grupo de subestaciones, debe ser tal que con el
transformador de mayor capacidad fuera de servicio, aún sea posible alimentar la totalidad de
la demanda.
Se acepta comúnmente que un transformador de potencia puede alimentar, durante cierto
tiempo, una demanda pico correspondiente al 130% de su capacidad nominal, sin sufrir una
disminución importante en su esperanza de vida. Concretamente, según las normas American
National Standarsds Institute (ANSI), apéndice C 57.92, 1962, un transformador de potencia,
con una temperatura ambiente de 35 ºC, con una carga previa al pico de demanda del 70% de
su capacidad nominal, y una duración del pico de carga de 8 horas al 130% de su capacidad
nominal, sufre una pérdida de vida del 1%. De acuerdo con esto la capacidad firme de una
subestación viene expresada por:
(3.3)
Donde:
: Capacidad firme
: Es la capacidad nominal del transformador .
: Es la capacidad nominal del transformador de mayor capacidad en la S/E.
: Es el número de unidades de transformación en la S/E.
: Capacidad del sistema.
29
De la expresión (3.3) resulta lo siguiente:
Subestaciones aisladas, con un solo transformador, no tienen capacidad firme.
No tiene objeto instalar más de cuatro (4) transformadores en una S/E, puesto que con
cinco (5) la capacidad firme resulta mayor a la capacidad nominal.
La demanda puede ser alimentada continuamente por una S/E aislada expresada en
porcentaje de la capacidad nominal es la siguiente:
(3.4)
Tabla 2.1 Demanda que puede ser alimentada por una Subestación.
Número de Transformadores Demanda (%)
1 0
2 65,0
3 86,7
4 97,5
Si se alimenta una carga mayor a la anterior, en caso de falla de un transformador de
potencia, el suministro de energía debe ser racionado.
El criterio de planificación establece que para el año horizonte, la carga máxima proyectada
de la red debe ser menor que su capacidad firme, por lo que es un factor decisivo en el
dimensionamiento de las subestaciones. Para asegurar entonces la capacidad firme de las
subestaciones, desde su implementación debe tener un mínimo de dos transformadores
preferiblemente idénticos y con enlace de barras que permita el traspaso de la carga en caso
de emergencia.
CAPITULO 3
METODOLOGÍA PROPUESTA
Los modelos utilizados para la estimación de la demanda eléctrica a largo plazo, como es en
el caso del área de distribución eléctrica, son del tipo causal basado en el uso de la tierra [4],
los cuales están conformados tanto por un modelo urbano como por otro de carga. El modelo
urbano debe simular las variables independientes a proyectar y el modelo de carga simulará
las variables dependientes que transformarán el comportamiento urbano en las unidades
eléctricas requeridas. Sin embargo, es importante definir adicionalmente la porción en la que
se puede subdividir el área de estudio para posteriormente aplicar lo concerniente a los
submodelos de estimación de demanda.
En el caso de los Valles del Tuy se utilizó como metodología; para el caso de la variable
independiente, la evolución a largo plazo de las variables urbanas de población (por estratos
de ingreso) y empleo (por rama de actividades económicas) esto tiene como finalidad estimar
la demanda eléctrica a través de la definición de hipótesis de desarrollo urbano en períodos de
tiempo quinquenales hasta completar 15 a 20 años, para así definir las expansiones que el
sistema de distribución requiere en cuanto a ampliación y/o nuevas subestaciones y redes
primarias.
La metodología que se presenta a continuación señala las diferentes etapas de este proyecto
y permite realizar ordenadamente el estudio de planificación a largo plazo, de forma tal que
pueda ser seguido en la elaboración de futuros estudios. Consta de siete (7) etapas de trabajo
las cuales se describen a continuación:
31
Recopilación de
información
Caracterización
del área en
estudio
Procesamiento y
análisis
Predicción de la
demanda en un
área pequeña
Planteamiento
de Escenarios
Determinación del
portafolio de obras
de inversión a largo
plazo del sistema
eléctrico
Inicio Fin
Definición de
estrategias del
sistema eléctrico
de distribución a
largo plazo
PROCESOS RESULTADOSDATOS
Figura 3.1 Etapas de la Metodología Propuesta
3.1 Caracterización del área en estudio
Se debe definir y delimitar el área de estudio, identificando la ubicación de las
subestaciones existentes, topología de redes, así como los desarrollos territoriales.
3.2 Recopilación de información
Las fuentes de información que se emplearon en el estudio fueron:
3.2.1 Data eléctrica
Planos georeferenciados de la red de distribución del año base: En el mismo se
debe representar fielmente las subestaciones operativas, las rutas geográficas de todos
los circuitos de media tensión, así como el calibre de cada conductor perteneciente a
cada circuito; en el mismo también se deben indicar las interconexiones con otros
circuitos mediante seccionadores y la información detallada de los equipos conectados
a la red como son los transformadores de distribución asociados a cada circuito.
Histórico de las corrientes por cada uno de los circuitos (lecturas de corrientes
máximas no coincidentes) del año base: Esta data histórica se obtiene de las
32
mediciones realizadas mes a mes del año en cuestión en cada uno de los circuitos, que
son alimentados por una subestación en particular, de dicha información se toman
específicamente las corrientes máximas de cada uno de los circuitos.
Diagrama unifilar de las subestaciones operativas para el año base: El diagrama
debe reflejar la información básica en cuanto al número de unidades de
transformación, capacidad nominal, relación de transformación, tipo de conexión,
salida de circuitos primarias, entre otros. Con este diagrama además de tener una
visión general del estado actual de la subestación se puede determina su capacidad
firme con lo cual se puede constatar que la misma no se esté sobrepasando según los
datos obtenidos de demanda actual previendo así la necesidad o no de la instalación
y/o ampliación nuevas de unidades a futuro.
Identificación y ubicación de las factibilidades de carga solicitadas a la empresa:
El listado de proyectos y solicitudes de carga que requieren ser conectados al sistema
eléctrico y cuanto es la demanda que se solicita. Es recomendable que dicha
información esté georeferenciada para conocer específicamente donde se estará
solicitando la conexión.
Índices de demanda: Los mismos se obtienen fundamentalmente de la estimación de
equipos eléctricos usados por la población y empleo a los fines de obtener la
proyección de demanda eléctrica, es decir de acuerdo a la posesión de artefactos
eléctricos (electro-domésticos o equipos industriales dependiendo de la aplicación)
para cada uno de los usos finales que se les den, se obtendrá la demanda máxima por
tipo de suscriptor (tipo de familia o inmueble).
3.2.2 Data Urbana
Datos de estimaciones de crecimiento de población y empleo: Los resultados de
estudios de estimación del crecimiento de población y empleo en el área de estudio se
deben buscar ante los entes públicos y privados especializados. Los datos deben partir
del año base tomado como referencia hasta un horizonte de 25 añespecificoseben ser
lo más específicos posible considerando la menor división político-territorial de dicha
zona ó el equivalente a segmentos censales.
33
Plano en AutoCAD del área en estudio: Se debe llevar el área de estudio
georeferenciadamente a un plano en AutoCAD donde se aprecien las zonas en estudio.
3.3 Procesamiento y análisis
3.3.1 Estimación de la demanda máxima de cada zona
Se obtiene la demanda máxima de cada una de las zonas que conforman el área de estudio al
multiplicar los datos de población y empleo asociados con su índice de demanda
correspondiente.
3.3.2 Asignación de la demanda por puntos de transformación
Para lograr la asignación de demanda por puntos de transformación se utilizó como
programa computacional de simulación el PADEE, el cual es un conjunto de programas de
análisis, cálculo de flujos de cargas y energías de las redes distribución de energía eléctrica.
Los programas se manejan en torno a los planos elaborados en AutoCAD y en ambiente
Windows. La base CAD le brinda un fácil y rápido manejo de la información geo-espacial
proporcionando el sistema de información necesario en el área de Distribución. Utiliza
tecnologías GIS y tecnologías de Diseño Asistido por Computadoras. El manejo de la base de
datos es gráfico, los programas toman automáticamente de los planos, los datos y los
resultados se presentan con colores o señales gráficas que destacan los puntos más relevantes
del análisis. Los resultados detallados son del tipo impreso. [13]
El PADEE es un programa utilizado para el análisis de redes de distribución, tanto en
mediana tensión 13.8 KV, (análisis de redes primarias), como en baja tensión 120 V, 208 V y
240 V, (análisis de redes secundarias), con el cual se puede determinar el estado en el que se
encuentra el sistema de una zona determinada, permitiendo obtener un aproximado de las
caídas de tensión, carga en los conductores, corrientes de cortocircuito, entre otras, en cada
uno de los circuitos que conforman el sistema. El sistema PADEE, es muy utilizado para
poder determinar el estado en el que se encuentra el sistema en la actualidad y a través de una
proyección de demanda estudiar el sistema a futuro y de esta manera poder tomar las medidas
correctivas y/o preventivas necesarias para poder brindar un mejor servicio a los suscriptores
que dependen de esta empresa. Para la elaboración de este trabajo de grado se hará énfasis
34
sólo en las herramientas necesarias para tal fin, por tanto se especificará sobre el uso del
Sistema de Análisis de Redes Primarias (SARP). [13]
A continuación se describe el proceso realizado para asignar la demanda a los puntos de
transformación del plano PADEE del año base:
1. Se debe obtener la corriente máxima para el año base de cada uno de los circuitos
pertenecientes a las subestaciones que conforman el sistema eléctrico del área en
estudio, para el caso que compete este estudio las corrientes máximas mensuales se
muestran en el Apéndice C.
2. Utilizando la herramienta computacional PADEE se utiliza la opción
“IDENTIFICAR” y es la primera opción requerida antes de ejecutar las demás, con la
cual se identifican las características de cada uno de los circuitos y esto servirá para
los análisis de flujo de carga. Las características son:
Número del circuito
Nombre del circuito
Factor de potencia medido
Corriente medida
3. Luego de identificar cada circuito, se utiliza la opción “REPARTIR”, con esta opción
se hace la repartición de la corriente implantada en cada circuito por cada una de las
ramas que lo conforman de acuerdo con la capacidad de transformación de cada
banco, repartida la misma proporcionalmente. El reparto de carga lo hace el programa
automáticamente.
4. Posteriormente se selecciona la opción “ANALIZAR” con la cual el programa calcula
los flujos de carga y arroja al final tanto los resultados concernientes a las caídas de
tensión como a la carga en cada uno de los tramos que conforman el circuito, las
pérdidas en las líneas y la demanda total del circuito.
5. Para el caso de que se desee realizar el análisis no de un circuito si no de un grupo de
los mismos el programa tiene la opción “PROCESAR GRUPO DE CIRCUITOS”, al
35
seleccionar esta opción se presenta en pantalla la ventana que se puede apreciar en la
Figura 3.2. De esta ventana se seleccionan los circuitos a analizar y adicionalmente si
se requiere un análisis de todos se selecciona directamente la opción “PROCESAR
TODOS” con lo cual se obtienen los resultados de caída de tensión y de carga en los
conductores, así como las pérdidas y la demanda de cada circuito de manera
individual.
Figura 3.2 Ejemplo de ventana con la Lista de Circuitos.
6. Al final se puede seleccionar la opción “SUMARIO”, la cual ofrece una lista detallada
con los resultados del flujo de carga.
Luego de realizar los pasos anteriores se tiene en cada punto de transformación la demanda
asignada por PADEE, con lo cual utilizando la opción de “UBISUB” se puede seleccionar la
polilínea de una de las zonas del área de estudio y obtener la demanda asociada a ella. Esta
opción permite obtener la suma de las demandas de cada uno de los puntos de transformación
que se encuentre dentro de la zona seleccionada, y aunque es una opción utilizada
principalmente para la obtención del centro de carga de una subestación requerida para
satisfacer esta demanda para el caso particular de esta parte del estudio se tomó únicamente
como valor de la demanda de zona en cuestión.
3.3.3 Calibración de la demanda eléctrica
La calibración de la demanda eléctrica consiste en corroborar que los índices seleccionados
para convertir los datos de población y empleo arrojen un valor de demanda que sea cónsono
con la realidad, es decir que al utilizarlos para establecer los valores de demanda de la red de
36
distribución del área en estudio, ésta coincida con la obtenida por las simulaciones en el
PADEE, donde se monitorean cada uno de los circuitos que componen la red de distribución.
Para los efectos de esta metodología, la verificación se hace sumando el valor obtenido de la
demanda estimada para cada uno de los sectores de la población más la demanda estimada
para cada tipo de empleo pertenecientes a una zona en particular del área de estudio;
obteniendo así el valor de la demanda en una zona.
Se repite el procedimiento anterior en todas las zonas que conforman el área de estudio, esto
con el fin de comparar dichos valores con los obtenidos para cada zona en el PADEE y de
esta manera verificar el rango de diferencia, cuya magnitud dependerá del nivel de tolerancia
que se quiera estipular. Se debe fijar un nivel de tolerancia.
Vale la pena destacar que los valores a comparar no deberían variar notablemente, de
hacerlo es necesario verificar el cálculo de los índices de demanda.
3.4 Predicción de demanda en un área pequeña
La ubicación geográfica de la carga se realiza dividiendo el área de estudio en áreas
pequeñas y pronosticando la demanda en cada una de ellas, para así determinar la cantidad y
el lugar del crecimiento de la carga en el sistema de distribución eléctrica [4]. Tres
aproximaciones son usadas para dividir el área de estudio en áreas pequeñas. Estas
aproximaciones siguen los siguientes criterios:
a.- Un área definida por los equipos que forman el sistema de distribución: alimentadores,
circuitos de la subestación, entre otros. (micro-áreas).
b.- Un cuadriculado uniforme basado en la necesidad de la aplicación (cuadrículas). Es
importante mencionar que una cuadrícula para la empresa es una superficie de 25 hectáreas.
Las dimensiones de la misma son de 500 metros de largo por 500 metros de ancho.
c.- Áreas de forma irregular definidas por sectores. Estos pueden ser: municipios,
urbanizaciones, manzanas, entre otros.
Con los valores obtenidos de la demanda por zona para cada uno de los años de estudio
hasta el año horizonte mediante el uso de los índices de demanda y conforme a la calibración
37
realizada, nos formulamos la siguiente pregunta ¿Cómo transferir el valor de esta demanda
para las 25 zonas de forma georeferenciada a áreas más pequeñas?, a manera de responder
esta pregunta se asumió que el comportamiento de las variables población y empleo siguen un
comportamiento similar de distribución con respecto a la red eléctrica de dicha zona.
Posteriormente con la transferencia de toda esta información al programa PADEE se puede
estimar la demanda que tendrán que suplir cada una de las subestaciones del área general de
estudio. Como criterio se plantea utilizar la opción b. antes mencionada, donde al plano del
año base se le dibujan las cuadrículas y se aplica el Programa de Predicción de Corto y
Mediano (PPDCM) el cual es una herramienta del PADEE y está conformado por dos
programas donde en particular uno de ellos contiene cuatro opciones o módulos que permiten
realizar la totalización de demanda o energía por cuadrícula. [13] La opción utilizada en este
caso fue:
TOTALIZAR CARGA: Esta opción totaliza la demanda asignada a cada punto de
transformación y genera un listado de cada una de las cuadrículas con su carga
asociada (Figura 3.3). Se representa la información dentro óvalos de color rojo
ubicados en la esquina superior izquierda de cada cuadrícula del plano como se puede
apreciar en la Figura 3.4.
Figura 3.3 Ejemplo de un listado generado al utilizar la opción totalizar la carga por
cuadrículas
Letra de la coordenada X del sistema de Planos
Letra de la coordenada Y del sistema de Planos
Letra de la subcuadrícula o plano 1:1000 KVA Instalados
KW
KVAR
38
Figura 3.4 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma
El listado generado es un arreglo que simula la disposición geográfica de las microáreas
donde se le da una nomenclatura para cada una de ellas que permita su localización en el
espacio geográfico. Estas cuadrículas se identificaran mediante combinaciones de letras en
tres coordenadas separadas por comas (,), la primera en el orden horizontal y la segunda en el
vertical de la microárea, la última letra identifica la cuadrícula dentro de esa microárea. Como
ejemplo la Figura 3.5 muestra la cuadrícula B,C,M en la cual la microárea es representada por
la coordenada horizontal o eje X la cual corresponde a la letra B y por la coordenada vertical
o eje Y correspondiente a la letra C y finalmente la letra M representa la cuadrícula dentro de
la microárea.
Figura 3.5 Ejemplo del sistema de cuadrículas utilizado por PADEE
39
Se debe acotar que la totalización de la carga por cuadrícula sólo se podrá realizar para el
año base en estudio, dado que sólo se conocen las corrientes máximas de ese año y en años
posteriores.
En la Figura 3.6 se muestra un ejemplo particular de una zona DELEC la número 5011
correspondiente al área de los Valles del Tuy, en la cual se observan los circuitos que la
componen, así como también se presenta la totalización en la esquina superior izquierda de
cada cuadricula de la demanda eléctrica para el año base.
Figura 3.6 Ejemplo de una zona de los Valles del Tuy
A los efectos de estimar la demanda en KVA que deberán suplir las subestaciones a largo
plazo, se procede a convertir las demandas obtenidas de cada una de las cuadriculas
expresadas en unidades de KW y KVAR a unidades de KVA usando la expresión (3.1). En
particular los valores obtenidos de esta conversión para el año base (2008) para la zona
DELEC 5011 se aprecian en la Tabla 3.1.
(3.1)
40
Tabla 3.1 Valores de potencia asociados a cada una de las cuadriculas que conforman la zona
DELEC 5011 del área en estudio.
De la suma total de los KVA de las cuadrículas de la Tabla 3.1 se obtiene la demanda total
de la zona DELEC ejemplo del año base.
Posteriormente se requiere calcular la contribución de cada una de las cuadrículas que
conforma la zona con respecto al total de la demanda, para lo cual se utiliza la expresión que
se muestra a continuación:
(3.2)
Por ejemplo tomemos una cuadrícula cualquiera M,N,Z su contribución es:
41
Del pronóstico de demanda realizado a partir del modelo de carga, utilizando las variables
de población y empleo así como los índices de demanda asociados a cada uno, se obtuvo que
para la zona DELEC 5011 en el año 2013 su demanda será de 14589,10 KVA.
Para llevar este valor a cada cuadrícula correspondiente al año 2013 se multiplicó de manera
escalar el factor de contribución, obtenido de la expresión (3.2), de cada cuadrícula
correspondiente al 2008 por el valor demanda estimado para el año 2013. Ejemplo:
Se incrementó la demanda de las cuadrículas de manera escalar conforme al grado de
contribución de cada cuadrícula con respecto año base 2008. Este método es recursivo para el
resto de los años del estudio de largo plazo.
Luego que se obtiene la demanda para cada una de cuadrículas para el año en estudio el
valor en KVA se procede a convertir dicho valor en unidades de KW y KVAR mediante las
siguientes expresiones:
(3.3)
(3.4)
Esto se hace con la finalidad de poder cargar lo valores de demanda en KW y KVAR del
año 2013 al PADEE mediante el uso de la herramienta PPDCM.
Nota: Para la definición del factor de potencia, no se obtuvieron los registros de potencia
activa y reactiva de la zona, sin embargo se decidió emplear un fp =0,9 para los cálculos el
cual es utilizado en la unidad de planificación de la región, para los diferentes análisis del
sistema de distribución.
La opción utilizada de la herramienta PPDCM del PADEE para incorporar los valores de
demanda de cada una de las cuadrículas para el año en estudio es:
42
ENTRADA DE CARGA: Realiza el proceso inverso, al de TOTALIZAR CARGA.
Toma del listado de las cuadrículas las demandas ya procesadas y las incorpora a cada
punto de transformación en forma proporcional a la capacidad instalada de los
transformadores de esa cuadrícula en particular. También coloca en el plano el total
por cuadrícula que se utilizó como entrada en un óvalo de color azul como se observa
en la Figura 3.8. [11]
Figura 3.7 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma y el valor
estimado
3.5 Planteamiento de Escenarios
Debido a la existencia de incertidumbre sobre el desarrollo de la región y por ende sobre la
demanda estimada, se deben plantear escenarios que intenten cubrir las necesidades de
expansión a futuro, considerando variables socio-económicas que afecten el estudio. Algunas
variables que se pueden tomar en cuenta son las siguientes: la variación de la demanda de la
población y empleo, una intensificación de uso en las industrias existentes, entre otros
aspectos que dependerán de la visión del planificador y del comportamiento histórico y actual
del área de estudio.
Generalmente se establecen tres escenarios de estudio:
1. Uno optimista donde la demanda suele ser la de mayor magnitud.
2. Uno medio donde los parámetros tomados en cuenta para establecer la demanda no
consideran todos los crecimientos posibles en la zona.
43
3. Finalmente un escenario pesimista cuya magnitud de demanda es la más baja y suele
utilizar parámetros de crecimiento mínimos en el área de estudio.
3.6 Estrategias de expansión del sistema eléctrico de distribución a largo plazo
Las estrategias de expansión en el largo plazo como parte de la planificación del sistema
eléctrico de distribución se realiza una vez conocida las estimaciones de demanda para los
años en estudio hasta el año horizonte “T+25”, donde “T” es el año base. Este estudio da una
visión de la posible expansión del sistema y asegura la plena utilización del los equipamiento
existentes y permite orientar las inversiones necesarias para cubrir los objetivos del estudio de
largo plazo.
La planificación a largo plazo permite visualizar algunos escenarios posibles a futuro sobre
el comportamiento de la carga, permitiendo evaluar la vialidad económica de los desarrollos
necesarios a corto y mediano plazo y de esta manera identificar la necesidad o no de
implementar nuevas subestaciones. En este sentido las mismas requieren de mayor tiempo que
el de las redes primarias de distribución, por este motivo se deben planificar con antelación,
considerando su localización, el tipo de configuración y la capacidad a instalar.
De manera general la planificación a largo plazo incluye:
a. Dimensionamiento de subestaciones urbanas
El dimensionamiento de las subestaciones urbanas depende de los siguientes criterios:
Capacidad de reserva: En condiciones normales de operación las unidades de
transformación no deben funcionar a su máxima capacidad, esto permite una reserva
de carga que es la que se emplea en una condición de emergencia, llamaremos
capacidad de reserva inactiva a las unidades móviles instaladas para estos casos y
capacidad de reserva activa a la incorporada a los equipos en servicio representada por
la capacidad firme instalada en la subestación.
Capacidad firme de la subestación: Para el dimensionamiento de subestaciones debe
considerarse el peor caso posible, el cual es la operación en emergencia, que
44
representa la pérdida del transformador de mayor capacidad de la subestación, esto
debido a que el diseño debe poder satisfacer la carga por un tiempo determinado que
no supere el tiempo máximo de sobrecarga de los transformadores, en caso de que
ocurra esta condición.
Modelo de expansión de subestaciones: Al construir una nueva subestación se debe
garantizar que con al menos dos unidades de transformación se asegure la capacidad
firme desde su puesta en funcionamiento, teniendo siempre presente la posibilidad de
una futura expansión. Se propone para el caso de las subestaciones urbanas la
expansión como le ilustra en la Figura 3.8 con una configuración inicial de dos
transformadores idénticos y un enlace de barra normalmente abierto (NA) asegurando
una rápida intervención en la transferencia de carga en el sistema. La primera
expansión consiste en la instalación de un tercer transformador idéntico a los
anteriores. En caso de pérdida de una de las unidades, las otras funcionarían en
paralelo cerrando la unión de barra y cubriendo la carga del transformador fallado.
[12]
Figura 3.8 Crecimiento de subestaciones [12]
Por último, la configuración final de la subestación es con 4 transformadores similares con
posibilidad de funcionamiento en paralelo, en caso de pérdida de una unidad las tres restantes
operan en paralelo y absorbiendo hasta un 97,5% de la capacidad nominal de placa de la
subestación. Una subestación en su etapa final es autosuficiente, en el caso de pérdida de una
unidad, partiendo de las premisas antes mencionadas.
Conocida la matriz geográfica del pronóstico de carga a largo plazo (año T+25), se delimita
el área de influencia de cada una de las subestaciones con un valor igual o inferior a su
Etapa inicial de la S/E Primera expansión de la S/E Última expansión de la S/E
45
capacidad firme. Es aquí donde se identifica si es necesario la ampliación y/o construcción de
nuevas subestaciones para garantizar el suministro de energía en toda el área estudiada,
tomando en cuenta que se busca el máximo aprovechamiento de los equipos.
b. Ubicación de las subestaciones de Distribución
La metodología utilizada para la ubicación de las subestaciones se explica a continuación:
Se asocia la carga de las zonas a las subestaciones existentes, por medio de la demanda
concerniente a cada cuadrícula que se encuentran dentro del área en estudio, lo que permite
determinar el incremento de la carga en la subestación a partir de la evolución de la misma.
La ubicación óptima de las nuevas subestaciones es el objetivo fundamental del estudio,
debido a que los costos asociados al desarrollo de la red eléctrica dependerán directamente del
lugar donde se localicen las mismas. Para cumplir con estas premisas, se han desarrollado
diversidad de métodos, los cuales pueden variar considerablemente dependiendo de la técnica
que utilicen y del tipo y cantidad de datos que se requieran. Al obtener la demanda en cada
uno de los escenarios de crecimiento, se puede establecer la ubicación posible de las nuevas
subestaciones que se requieran en el futuro considerándose para ello dos procedimientos
principales, los cuales son establecer las nuevas áreas de servicio y calcular posteriormente
los centros de carga de las nuevas áreas de servicio.
Para establecer las nuevas áreas de servicio se debe realizar lo siguiente:
Revisar la capacidad firme y las áreas de servicio actuales de las subestaciones
operativas en la región. Cuando se está planificando como ya se mencionó la
capacidad que se debe manejar para el diseño de una subestación ante posibles salidas
forzadas o de emergencia de unidades de transformación es la CF.
El establecimiento de las áreas de servicio total a máxima capacidad de cada una de
las subestaciones actuales se logra sumando las demandas de las cuadrículas que
puede servir en particular cada una de las mismas hasta llegar a su máxima capacidad
de servicio, y al marcar dichas cuadrículas se conformará la nueva área de servicio de
cada una de las subestaciones.
46
Definidas las áreas de servicio actuales, las áreas restantes se utilizan para establecer
las nuevas subestaciones utilizando el mismo procedimiento explicado anteriormente.
Ya definidas las nuevas áreas de servicio, solo resta calcular los centros de carga donde se
ubicarán las nuevas subestación. Dicho procedimiento se explica en el Capítulo 2.
El procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones se muestra
en la Figura 3.9.
Llevar a máxima CF cada una de
las subestaciones y delimitar las
áreas de servicio para cada uno
de los escenarios planteados
Revisar la CF y las áreas de
servicio de cada una de las
subestaciones operativas para el
año base
Los espacios que queden sin
servir definen las nuevas áreas
de servicio de las futuras
subestaciones
Definidas las nuevas
subestaciones se procede a
calcular los centros de carga
InicioDimensionamiento de
subestaciones urbanas
Ubicación de las
subestaciones de
distribución
Fin
Figura 3.9 Procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones
c. Planteamiento de Alternativas de Expansión [12]
En la planificación a largo plazo al ubicar y dimensionar futuras subestaciones, así como
al ampliar las existentes se plantean posibles configuraciones del sistema con base a una
distribución de carga originada de un posible crecimiento de la demanda. Este aumento en la
demanda a su vez origina una configuración del sistema presente, donde esta última
configuración abre paso al abanico de alternativas de las cuales se buscan las más probables
y/o factibles para cumplir con dicha configuración.
47
3.7 Determinación del portafolio de expansión del sistema eléctrico de distribución
Consiste en una lista de obras que deberán realizarse cada quinquenio, producto del diseño
del plan a largo plazo. Las cuales contemplan como parte del estudio realizado los siguientes
tipos de obras:
Previsión de espacios para nuevas subestaciones y servidumbres de paso para las
líneas de subtransmisión.
Creación de nuevas instalaciones o aumento de capacidad de las existentes a fin de
suplir la demanda a corto plazo.
Electrificación de nuevos barrios o centros poblados
Alimentación a suscriptores de alta demanda.
Y adicionalmente fuera de este estudio:
Remodelación de redes actuales por deterioro físico u obsolescencia.
Modificaciones al sistema de ser requerido, a fin de mejorar la continuidad, calidad o
flexibilidad del servicio suministrado.
Cambios en los estándares de diseño como nivel de tensión para distribución,
dimensionamiento de subestaciones, configuración e incorporación de nuevas
tecnologías.
CAPITULO 4
LOS VALLES DEL TUY
DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO
En los estudios de planificación es necesario conocer el sistema de distribución actual, su
configuración, características de operación y sus límites de confiabilidad. De esta forma
podrán definir con un criterio más acertado, las posibilidades de expansión, contando con la
infraestructura existente. Se dará a continuación información relevante del área de estudio así
como información sobre las características principales de las subestaciones operativas del
área.
4.1 Información Geográfica y Urbana de Los Valles del Tuy
Los Valles del Tuy es una región que se encuentra en el Estado Miranda y forma una
depresión entre dos formaciones orográficas, a partir de las cuales comienzan a abrirse la
llanura barloventeña que separa las Serranías del Litoral y del Interior, por su extremo este.
Está emplazada en el valle más amplio de todos los generados por la topografía de la Región
Metropolitana de Caracas, el cual está conformado por la hoya media del río Tuy.
Territorialmente, limita: al norte con los Altos Mirandinos, Área Metropolitana de Caracas,
y Guarenas-Guatire-Araira; al sur con los estados Aragua y Guárico y al este con Barlovento
del estado Miranda (Figura 4.1).
49
Figura 4.1 Ubicación geográfica del área en estudio [14]
Los Valles del Tuy está conformado por seis municipios: Cristóbal Rojas, Urdaneta, Lander,
Simón Bolívar, Independencia y Paz Castillo; los cuales se pueden observar en Figura 4.2 en
color amarillo. Su sistema urbanístico está conformado por los centros poblados de
Charallave, Cúa, Ocumare del Tuy, San Francisco de Yare, Santa Teresa y Santa Lucía, que
son respectivamente las capitales de los municipios antes mencionados.
Figura 4.2 División Político Administrativa del área de los Valles del Tuy.
La presencia de extensos terrenos de suave relieve y con moderadas restricciones para el
desarrollo urbano, así como importantes mejoras en la accesibilidad y la proximidad de
abundantes recursos de agua, hizo que, desde finales de la década de los 50 del siglo pasado,
los Valles del Tuy fuesen identificados como lugar alterno de emplazamiento de actividades y
50
población, dentro de un plan que buscaba redistribuir el crecimiento futuro de la Región
Metropolitana de Caracas, a fin de mitigar las deseconomías de escala (congestión, altos
costos de la tierra y los servicios) que eventualmente afectarían al Área Metropolitana de
Caracas; y, al mismo tiempo, facilitar el logro de niveles de calidad de vida superiores
mediante un uso más eficiente de los recursos (especialmente suelo urbanizable). Los núcleos
urbanos funcionarían como ciudades satélites del gran centro metropolitano, no conurbados
con él y con relativa independencia funcional. Lamentablemente, la aplicación de esta
estrategia ha tropezado con notables altibajos en el consenso acerca de su conveniencia; y la
falta de continuidad en el programa de inversiones, así como notables fallas de gerencia, han
dado lugar a resultados de muy baja calidad urbanística y, desde luego, a consecuencias
bastantes negativas respecto a la calidad de vida y la eficiencia funcional y económica. [15]
Aunque existe un Plan de Ordenamiento Urbano (POU) de los Valles del Tuy, actualmente
presenta una estructura urbanística poco articulada. El desarrollo de los distintos núcleos
urbanos viene ocurriendo con escaso control y muchos emplazamientos habitacionales o de
servicios se localizan fuera de las “poligonales urbanas”; y el crecimiento sin control se ha
agravado en los últimos años, especialmente a partir de los deslaves ocurridos en los estados
Vargas y Miranda a finales de 1999, debido a esto se transformó en la principal zona de
recepción de damnificados. [15]
En virtud de no existir políticas concretas de crecimiento regional, no se ha consolidado
ningún centro poblado que desempeñe el rol de centro subregional, ni hay una dotación
adecuada de equipamientos de escala metropolitana. Ocumare del Tuy concentra mayor
cantidad de servicios públicos y administrativos y su comercio ofrece mayor diversidad de
bienes, por lo que se considera el centro de mayor jerarquía, conjuntamente con Charallave,
que presenta algunos servicios de rango similar y sirve de asiento a importantes usos
industriales. Existen déficits importantes en los equipamientos de salud, educativos y
recreacionales, al igual que en el suministro de agua potable y servicios de comunicación. En
materia de transporte, existen dos aeropuertos (cerca de Ocumare del Tuy y de Charallave),
una línea de trenes interurbanos (Caracas-Charallave-Cúa), una red vial de buena calidad que
intercomunica los distintos centros poblados, y un proyecto de conexión troncal con la
autopista hacia oriente (Verota-Kempis); pero el transporte público es deficiente. [15]
51
La pobre calidad urbana presente, en forma generalizada, en toda la región, le ha dado un
carácter predominante de suburbio residencial de Área Metropolitana de Caracas. La
actividad industrial ha decaído significativamente en los últimos años, con marcado abandono
de algunos parques industriales; en cuanto a la actividad agraria, aunque el 12% de su
superficie tiene alto potencial para dicho uso y prevalecen algunos asentamientos agrícolas
importantes (Colonia Mendoza, Soapire, Las Adjuntas, El Rosario, Siquire), el empleo en esta
actividad es relativamente limitado. El crecimiento más significativo del empleo ha ocurrido
en el sector terciario: servicios y comercio vinculados a la demanda de los residentes de la
región. La dinámica de empleo es, en consecuencia, muy compleja por la estrecha relación
con el Área Metropolitana de Caracas y otras zonas vecinas (valles de Aragua, y Altos
Mirandinos, principalmente); cerca del 45% de su fuerza laborar encuentra empleo fuera de la
región. Por otra parte, una proporción importante de sus residentes se desplaza, diariamente o
con mucha frecuencia, hacia el Área Metropolitana de Caracas para realizar actividades que
no son atendidas satisfactoriamente en los Valles del Tuy. Todo ello ocasiona un incremento
muy significativo de la demanda de transporte hacia y desde el Área Metropolitana de
Caracas. [15]
4.2 Zonificación del área en estudio
Como se explicó en la metodología propuesta, la planificación en el largo plazo se estima a
partir de variables urbanas para ello se tomó como insumo el estudio de Estimación de la
Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los estados Miranda, Vargas y
Aragua, realizado por INSURBECA, donde se dividió el área de los Valles del Tuy en
segmentos censales llamados Zonas DELEC, dichos segmentos se originan de una división
geográfico-poblacional, realizada con la información del último censo levantado en la zona de
estudio. Donde cada zona DELEC es una unidad referencial de tipo espacial que obedece a un
criterio para presentar la información correspondiente al proceso operativo de
empadronamiento de hogares utilizado por el INE.
Las zonas DELEC, abreviación de zonas de demanda eléctrica, constituyen la unidad
espacial estratégica en la cual se presentará la información en el estudio. Constituye la unidad
fundamental para la estimación de demanda eléctrica a futuro en el total del área de estudio.
52
La definición de las zonas DELEC es un proceso complejo en el que se han tomado en
cuenta no solamente los criterios típicamente considerados en la definición de zonas de
estimación de demanda de transporte o de zonas de crecimiento urbano, sino que incorpora
además criterios que deben responder a la lógica del suministro del servicio eléctrico. Entre
las variables que debió revisarse para la definición de zonas DELEC, están: los segmentos
censales, la división político-territorial, los usos del suelo generalizados, las áreas de
influencia de las subestaciones eléctricas, la configuración de red eléctrica, las áreas naturales
protegidas, las barreras topográficas, los drenajes y cuerpos de agua, el alcance espacial de las
ordenanzas de zonificación urbana, los suelos vacantes, las poligonales de proyectos
estratégicos impulsados por el Estado. [16]
A continuación se detallan las zonas DELEC para el ámbito de estudio:
Tabla 4.1 Zonas DELEC que conforman el área de los Valles del Tuy
Municipio Zona
DELEC Nombre de la Zona DELEC Parroquia
Cristóbal Rojas
5001 Las Rosas Caujarito Las Brisas 5002 Brisas del Tuy Charallave 5003 Charallave Charallave 5004 Ciudad Miranda – Paso Real Charallave 5005 Conglomerado Industrial Charallave Charallave
Urdaneta
5006 Cúa Cúa 5010 Ciudad Zamora Cúa 5011 Las Mercedes Cúa 5012 Santa Cruz de Cúa Nueva Cúa
Lander
5020 Boca de Onza Ocumare del Tuy 5021 Santa Bárbara Santa Bárbara 5022 Piloncito Ocumare del Tuy
5023 Ocumare del Tuy Santa Bárbara - Ocumare del Tuy
Simón Bolívar 5030 Yare San Francisco de Yare 5031 La Aguada Arriba San Antonio de Yare
Independencia
5040 Tomuso – La Curta El Cartanal 5041 Santa Teresa Santa Teresa del Tuy 5042 Tumina Santa Teresa del Tuy 5043 La Botica Santa Teresa del Tuy 5044 La Fundación Santa Teresa del Tuy
Paz Castillo
5050 Cartanal – El Manguito Santa Lucía 5051 Los Guires Santa Lucía 5052 Santa Lucia Santa Lucía 5053 Paraíso del Tuy Santa Lucía 5054 El Placer de Siquire Santa Lucía
53
En la Figura 4.3 se puede apreciar como quedan distribuidas y el área que abarcan cada una
de las zonas DELEC en el área de los Valles del Tuy.
Figura 4.3 Distribución de las Zonas DELEC
4.3 Características de la curva de demanda eléctrica en el área de los Valles del Tuy
A continuación se muestran dos curvas correspondientes al servicio residencial de dos
municipios del área de los Valles del Tuy (Figura 4.4), como se aprecia la misma sigue el
mismo comportamiento de la Figura 2.3.
(a) (b)
Figura 4.4 Curva 24 horas en p.u. del servicio residencial en los Municipios Paz Castillo (a) y
Cristóbal Rojas (b) de los Valles del Tuy.
54
4.4 Información del estado actual del sistema eléctrico de los Valles del Tuy.
El sistema eléctrico de la región de los Valles del Tuy anteriormente estaba regido por
CADAFE, pero actualmente lo hace CORPOELEC. Para el este momento existen 15
subestaciones de distribución cuya situación se muestra en la Tabla 4.2.
Tabla 4.2 Condición Actual de las Subestaciones de Distribución
SUBESTACIÓN TRX
N°
REL. TRANS
(KV/KV)
CAP. NOM.
(MVA)
CAPACIDAD
FIRME (MVA)
N° DE CIRCUITOS
(13,8 KV)
CHARALLAVE II
1 115 / 13,8 30 39 10 2 115 / 13,8 30
3 115 / 34,5 36 46,8 - 4 115 / 34,5 36
ALVARENGA 1 115 / 13,8 20
26 6 2 115 / 13,8 20
OCUMARE II 1 115 / 13,8 36
46,8 8 2 115 / 13,8 36
SANTA LUCÍA 1 115 / 13,8 20
26 6 2 115 / 13,8 24
CÚA 1 34,5 / 13,8 15 (Unidad Móvil)
13 8 2 34,5 / 13,8 10
SANTA ROSA 1 34,5 / 13,8 10
13 2 2 34,5 / 13,8 10
OCUMARE I 1 34,5 / 13,8 10
13 5 2 34,5 / 13,8 10 TAZÓN 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 4
PARAISO 1 34,5 / 13,8 15 (Unidad Móvil) No tiene 2
INAVI 1 34,5 / 13,8 10
13 6 2 34,5 / 13,8 10 SANTA TERESA
I 1 34,5 / 13,8 10
13 4 2 34,5 / 13,8 10
LA RAIZA 1 34,5 / 13,8 10
13 6 2 34,5 / 13,8 10 PUEBLO NUEVO 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1 SANTA MARTA 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1
CIUDAD MIRANDA
1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1
En la Figura 4.5 se puede observar el Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles
del Tuy, en el cual sólo se hace referencia a las subestaciones que conforman el sistema de
distribución del área, su ubicación y nivel de tensión.
55
Figura 4.5 Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles del Tuy.
En la Figura 4.6 se aprecia la disposición de los circuitos de cada una de las subestaciones
consideradas en el estudio en las Zonas DELEC, dichos circuitos se encuentran
georeferenciados bajo el sistema REGVEN UTM sobre el área de los Valles del Tuy.
Figura 4.6 Disposición de los circuitos en el área de los Valles del Tuy.
56
4.5 Caracterización de la región en variables de desarrollo
Se debe caracterizar la región en variables de desarrollo, considerando:
Construcciones existentes: Representa la infraestructura actual de la Región, en la misma se
consideran los desarrollos residenciales, comerciales, institucionales, industriales y zonas de
desarrollo no controlado.
Nuevos Desarrollos y Grandes Proyectos de Construcción: Son los nuevos proyectos de
construcción residencial, comercial, institucional e industrial que influyen en el desarrollo de
la región. En este estudio se consideran:
Construcción de los desarrollos habitacionales de la Gran Misión Vivienda Venezuela
(GMVV).
Construcción de las Industrias de CORPIVENSA y del Parque Tecnológico Industrial
(PTI).
Construcción de los desarrollos habitacionales de GMVV: En abril de 2011 nace la Gran
Misión Vivienda Venezuela y todos los entes nacionales, regionales y municipales se adhieren
a cada una de las políticas que apoyan el eslogan vivir viviendo que requiere el pueblo
venezolano que resolverá el déficit habitacional del país. Los proyectos considerados para el
estudio se pueden apreciar en el Apéndice G.
Construcción de las Industrias de CORPIVENSA: A finales del año 2010 se hizo oficial
el requerimiento de servicio eléctrico para cuatro desarrollos industriales, los cuales son: una
fábrica de electrodomésticos, dos fábricas de productos plásticos y un complejo industrial
farmacéutico; cuya demanda total estimada de todo el complejo es de 74 MVA. [17].
Construcción del PTI: El requerimiento de esta obra surge desde mediados de 2010,
cuando los responsables del proyecto hacen la solicitud formal a la empresa. Se cuenta con
poca información acerca de este proyecto sólo se tiene su carga demandada de 26 MVA y su
ubicación geográfica. [17].
CAPÍTULO 5
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS VALLES DEL TUY
La estimación de la demanda a largo plazo es el proceso básico de traducir la información
sobre el desarrollo urbano, en carga eléctrica futura.
Para obtener una demanda global, se debe calcular primero un índice eléctrico de demanda
para la población y el empleo que refleje en la forma más verás y exacta posible las
características eléctricas de la zona. Esto variará dependiendo del escenario considerado.
5.1 Modelo de Carga
Los datos de las proyecciones de crecimiento de la población y empleo del área de los
Valles del Tuy para los años en estudio se obtuvieron gracias a un trabajo realizado por
INSURBECA, los cuales se modelaron a través programa computacional llamado TRANUS®,
y ha sido aplicado con éxito en la Planificación de servicios a nivel nacional e internacional,
los cuales necesitan hacer proyecciones de variables urbanas con la finalidad de evaluar
requerimientos futuros de los servicios, dicho modelo de simulación permite simular la
compleja dinámica urbana de la ciudad. Las proyecciones de la población y empleo para cada
una de las zonas DELEC obtenidos por INSURBECA para los años en estudio se pueden
apreciar en las Tablas del Apéndice B.
Para lograr la conversión de las variables urbanas, población y empleo que son precisamente
las salidas o los resultados del modelo de simulación integral de la localización de actividades
y la demanda de transporte TRANUS®, explicado en el Apéndice A, es preciso asociar a cada
variable su área de influencia. Es decir, cuando se habla de población, a nivel de suministro
eléctrico se está refiriendo al sector de suscriptores residenciales. Así mismo, al hablar de
empleo, se está haciendo referencia al sector comercial e industrial liviano. Entonces, hay que
diseñar un modelo que consiga la relación existente entre las variables anteriormente
58 mencionadas con la demanda eléctrica. Esto se logra asociando a cada habitante o empleado
un valor de demanda, obteniéndose índices cuyas unidades serán [KW o KVA /habitante] o
[KW o KVA /empleado].
El modelo de carga está basado en una metodología general para la obtención de curvas e
índices de demanda eléctrica de los clientes o suscriptores residenciales, comerciales e
industriales. Estas curvas e índices se obtienen fundamentalmente a partir del uso final de los
equipos eléctricos y se utilizarán para la conversión a demanda eléctrica de la proyección a
futuro de las variables urbanas: población y empleo.
Los índices se mostrarán a continuación
5.1.1 Suscriptores Residenciales
A partir de un estudio realizado en el año 1995, basado en el uso final de los equipos y
hábitos de consumo, los suscriptores residenciales se dividen en seis categorías según el tipo
de vivienda: mansiones y apartamentos de lujo, quintas, apartamentos, bloques, veredas y
ranchos. Se determinaron los índices en KVA/habitante diversificados para cada categoría.
[18]
Tabla 5.1 Índices de demanda para Suscriptores Residenciales. [18]
Categorías Habitantes
Promedio
Demanda máxima
por persona en (W)
1. Mansión o apto. de lujo 4,35 1.601,13
2. Quinta norma 4,57 1.128,77
3. Apto. Medio 4,20 775,08
4. Apto INAVI/bloque 5,04 536,60
5. Casa urb./quinta INAVI 5,69 413,10
6. Casa barrio/rancho sólido/cartón 6,08 137,42
Vivienda promedio 5,18 555,25
La caracterización de la población, se realizó partiendo del dato preliminar de población
proyectada al año base (2008) de acuerdo a las cifras de crecimiento elaboradas por el INE
para cada la región. Es importante resaltar que la base del cálculo sigue siendo las cifras
oficiales de proyección de la población, basadas en la tendencia vegetativa de la región. En
59
cuanto a la variable población total, la elaboración de las proyecciones al año base (2008) por
zonas DELEC, se realizó partiendo de la población total del 2001 del Censo de Población y
Vivienda elaborado por el INE a nivel de segmentos censales como punto de partida
El papel de los Valles del Tuy dentro del crecimiento urbano en años recientes, es de
importancia sobre todo desde el punto de vista de los requerimientos de servicio, al menos en
lo que respecta a la actividad residencial. Esta es una zona extensa, con un patrón de
accesibilidad comprometido y poco desarrollo de actividades empleadoras en relación al nivel
de población que posee y el territorio que abarca.
La población por estratos de ingreso, región y zona DELEC asociada, se obtuvo a través de
diferentes análisis de fuentes primarias y secundarias, de igual manera que se realizó con el
dato poblacional total. Un elemento importante en la determinación de la segmentación de la
población por estratos de ingresos, fue la elaboración de un mapa de tenencia de aparatos
eléctricos por hogares y diferenciado cada aparato asociado a una segmentación dada por la
tenencia de los mismos. La información fue obtenida del censo de población y vivienda. Este
dato fue una información utilizada como variable de control y de verificación para el factor
ingreso de la familia. De esta manera se construye la estratificación que se puede apreciar en
las Tablas del Apéndice B.
Con respecto a la variable población por estratos de ingreso, debido a que existen
antecedentes que motivan a concluir que en el país considerar solo el ingreso de las personas
asociado a su capacidad adquisitiva, no es suficiente para explicar la condición de la
estratificación o los patrones de conducta asociados a un mercado particular como es el caso
del servicio eléctrico. En tal sentido, se han realizado pruebas con otro tipo de información,
como la tenencia de aparatos eléctricos en los hogares y se han realizado controles con la
variable de consumo eléctrico, para aproximarnos a una estratificación acorde con los
patrones asociados [16]
Para este estudio en particular se definen tres categorías de estratificación de la población
por su condición de ingresos (ABC, D y E) y por su relación con la tenencia de aparatos
eléctricos a cada una de estas categorías se le asocia un índice de consumo de potencia
asociado a la cantidad, tipo y uso de los aparatos eléctricos en el hogar.
60
Esta estratificación se estableció de acuerdo a las definiciones del INE. De igual forma, la
tenencia de aparatos eléctricos por hogar es obtenida a partir de la información censal y el
consumo eléctrico es tomado de la información del estudio Modelo de Carga para la
Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la
Proyección de Variables Urbanas.
Debido a que los resultados de las estimaciones se presentaban agrupados en los estratos
ABC, D y E se tuvo que determinar un índice consolidado, es por ellos que se probaron
diferentes aproximaciones hasta replicar la demanda del año base, tal como se explica más
adelante en la etapa de calibración.
5.1.2 Suscriptores Comerciales
Los índices obtenidos anteriormente se dividen en 11 tipos de actividad comercial según el
tipo de edificación: hospital, educación, hotel, restaurante, religioso, servicios generales,
condominios, talleres, mircroempresas, oficinas y comercio general.
Se determinaron los equipos que utilizan y sus hábitos mediante un muestreo aleatorio y
simple para estimar la media de potencias nominales de cada equipo debido a la altísima
variabilidad de potencias existentes y luego se obtuvieron factores de carga para obtener los
índices finales en KVA/empleo [18]. A continuación se presentan los índices de las 11
categorías con el objetivo de que se tenga una idea de la magnitud del mismo dependiendo del
tipo de inmueble.
61
Tabla 5.2 Índices de demanda para Suscriptores Comerciales. [18]
Categorías (KVA/Inmueble) N° Empleados (KVA/Empleado)
Servicios generales
de oficina (1) 100,01 291,80 0,34
Oficinas (2) 21,33 21,71 0,98
Hoteles (3) 114,04 62,87 1,81
Condominios (4) 16,60 4,35 3,82
Comercio detal (5) 20,95 44,58 0,47
Comercio recreacional (6) 33,61 19,97 1,68
Hospital Clínica (7) 107,30 484,35 0,22
Educación (8) 49,54 116,46 0,43
Servicios religiosos (9) 14,08 11,40 1,24
Talleres (10) 20,14 11,23 1,79
Micro-empresas (11) 16,64 6,79 2,45
Promedio 47,04 76,01 0,62
Para la realización de este estudio no se cuenta con la misma lista de categorías que
apreciamos en la Tabla 5.2 por lo cual tuvimos que asociar a los tipos de empleo con los que
se contaba como son Básico, Gobierno, Comercios/Servicios, Educación y Salud el índice que
mejor los representara.
5.1.3 Suscriptores Industriales
Los índices de esta categoría se obtuvieron a través de los consumos de potencia, en las
industrias servidas por la empresa en KVA/ y la cantidad de empleos en cada categoría. [18]
Tabla 5.3 Índices de demanda para Suscriptores Industriales. [18]
Intervalo de confianza Índice (KVA/empleado)
Menor (-95%) 1,75
Promedio 2,46
Mayor (+95%) 3,16
5.2 Calibración de la demanda eléctrica en el año base
A continuación se presenta el proceso que se llevó a cabo para realizar la calibración en el
año base.
62
La calibración se basa principalmente en lograr que se cumpla la siguiente igualdad:
Demanda real 2008 = Demanda estimada 2008
Dicha igualdad se quiere lograr en cada una de las Zonas DELEC. Los valores de demanda
están expresados en MVA. La demanda real utilizada para la calibración de demanda eléctrica
es la máxima demanda ocurrida en cada zona, durante todo el año 2008. La demanda estimada
es el producto de combinar las proyecciones del modelo urbano con los índices del modelo de
carga.
La calibración por lo tanto, consiste en corroborar que los índices representen la realidad, es
decir que al utilizarlos para establecer los valores de demanda de la red de distribución del
área de estudio, ésta coincida con la obtenida en el PADEE.
A continuación se explica cómo se determinaron cada uno de los componentes de la
igualdad anterior.
5.2.1 Demanda real
La demanda real se obtuvo con ayuda del programa PADEE. Se realizó la simulación de la
red eléctrica digitalizada y georeferenciada en coordenadas REGVEN UTM, al introducir los
valores de corriente de carga máxima por circuito para el año 2008 de cada una de las SS/EE
operativas de la zona en estudio. Se contaba con el plano igualmente georeferenciado de cada
una de las 25 Zonas DELEC que conforman el área de estudio.
5.2.2 Demanda estimada
La demanda estimada en una zona se define como:
(5.1)
Donde:
: Demanda estimada para la Zona DELEC .
: Índice de demanda máxima expresado en [KVA/habitante o empleado].
: Proyección de población o empleo dada por el modelo urbano para la categoría .
63
En cuanto a las categorías de los modelos, como primera aproximación, se trató de asignar
directamente las categorías del modelo urbano con las del modelo de carga. Para ello, se
formularon una serie de hipótesis que fueron aplicadas durante el proceso de calibración y
ajuste. Vale la pena destacar que los valores a comparar no deberían variar notablemente, de
hacerlo es necesario verificar el cálculo de los índices de demanda.
5.3 Ajuste de las categorías de los modelos urbano y carga y calibración
5.3.1 Aplicación Residencial, Comercial e Industrial
A continuación se explica en un conjunto de tablas, cada una de las hipótesis formuladas.
En dichas tablas se puede observar los resultados del modelo TRANUS®, realizado por
INSURBECA y la agrupación de los índices de demanda [KVA/Habitante o empleado] para
cada una de ellas.
Hipótesis 1.
1.- Se le asignaron a las categorías del modelo urbano el modelo de carga asociado.
Tabla 5.4 Índices de Demanda asignados a la Población.
Población [W]/Habitante [KVA]/Vivienda
ABC 775,08 3,6
D 413,10 2,5
E 137,42 1
Tabla 5.5 Índices de Demanda asignados a cada tipo de Empleo.
Empleo [KVA]/Empleado
Básico 1,75
Gobierno 0,98
Comercio/Servicios 0,47
Educación 0,43
Salud 0,22
64
Los resultados obtenidos presentaron un error con sesgo positivo (sobre-estimación) en el
68% de las 25 Zonas DELEC, sesgo negativo (sub-estimación) en el 20% y solo un 12%
presentaron una calibración aproximada, por lo tanto se decidió realizar una segunda
hipótesis, la cual se describe a continuación:
Hipótesis 2.
Se le asocia a la población ABC el índice de vivienda promedio, debido a que el índice
utilizado en la Hipótesis 1 es muy alto de esta forma los [KVA]/vivienda para este sector
serían con esta nueva hipótesis de 3,2 KVA lo cual es un valor aceptable y se le asocia al
empleo básico el índice promedio, ya que se considera que este sector se comporta, desde el
punto de vista de consumo eléctrico, como industrias manufactureras y no como pesada.
Sin embargo para las Zonas DELEC que se señalan a continuación el índice para el empleo
básico se mantuvo en el límite inferior del intervalo de confianza (-95%) por considerar
dichas zonas como industriales básicas.
Zona DELEC Ubicación Geográfica.
5003 Charallave.
5004 Ciudad Miranda, Paso Real – Charallave.
5012 Santa Cruz de Cúa – Nueva Cúa.
5020 Boca de Onza – Ocumare del Tuy.
5022 Piloncito – Ocumare del Tuy.
5041 Santa Teresa del Tuy.
Por otra parte para la Zona DELEC 5005 el índice para el empleo básico que se utilizó fue
el valor promedio dentro del intervalo de confianza, es decir 2,45 KVA/ empleado, por
considerarse dicha zona como industrial pesada.
Zona DELEC Ubicación Geográfica.
5005 Conglomerado Industrial Charallave.
65
Al realizar estas modificaciones se observó una mejora general en los resultados quedando
por estudiar, como casos particulares, algunas zonas donde la diferencia entre la demanda real
y la demanda estimada es significativa.
A continuación se presenta la hipótesis formulada para dichos casos.
Hipótesis 3.
Se le asocia a la población D el índice correspondiente a la población E para las Zonas
DELEC que se señalarán a continuación, ya que se considera que D se comporta, desde el
punto de vista de consumo eléctrico, como el sector rural de esas áreas.
Zona DELEC Ubicación Geográfica.
5001 Las Rosas Caujarito – Las Brisas.
5021 Santa Bárbara.
5030 Yare – San Francisco de Yare.
5031 La Aguada Arriba – San Antonio de Yare.
5044 La Fundación – Santa Teresa del Tuy.
5053 Paraíso del Tuy – Santa Lucía.
5.3.2 Resultados de la calibración y ajuste.
En la Figura 5.1 se presentan los resultados de la aplicación a los índices de demanda de las
hipótesis formuladas anteriormente. En ella se muestra la diferencia en MVA entre la
demanda estimada y la demanda real para el año 2008 (año base) para cada una de las 25
zonas que integran el estudio. En la Figura 5.2 por su parte hace referencia directa a esa
diferencia entre la demanda real y la estimada. Para determinar la aceptación del error se
estableció 8 MVA máximo, lo que equivale a la capacidad de un circuito de distribución y es
importante mencionar que el 72% de las zonas en estudio, no solo cumplen con la banda de
±8 MVA propuesta sino que se encuentran en una banda de ±4 MVA. Esto trae como
consecuencia un mayor grado de precisión al momento de realizar las estimaciones.
66
Figura 5.1 Demanda Real y Demanda Estimada para el año 2008
Figura 5.2 Diferencia entre la Demanda Real y la Demanda Estimada para el año 2008
5.4 Variación de los índices de demanda en el período de estimación.
En relación a la variación de los índices en el tiempo, es importante mencionar que de las
encuestas utilizadas para el desarrollo del modelo de carga [18], se determinó que el promedio
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
50
01
50
02
50
03
50
04
50
05
50
06
50
10
50
11
50
12
50
20
50
21
50
22
50
23
50
30
50
31
50
40
50
41
50
42
50
43
50
44
50
50
50
51
50
52
50
53
50
54
De
man
da
en
[K
VA
]
Zona DELEC
Demanda Real y Demanda Estimada
Demanda Real 2008 Demanda Estimada 2008
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
10
50
01
50
02
50
03
50
04
50
05
50
06
50
10
50
11
50
12
50
20
50
21
50
22
50
23
50
30
50
31
50
40
50
41
50
42
50
43
50
44
50
50
50
51
50
52
50
53
50
54
Dem
an
da e
n (
MV
A)
Zona DELEC
Diferencia entre la Demanda Real 2008 y la Demanda Estimada 2008
67
de antigüedad de los equipos eléctricos en general es de 10 a 15 años y en casos particulares
exceden los 15 años, debido principalmente a las condiciones económicas que presenta el país
en los actuales momentos. Por esto, los índices obtenidos pueden ser considerables estables
para el período en estudio, sin mostrar cambios significativos por la compra de nuevos
equipos eléctricos. Sin embargo, existe otro conjunto de factores y variables que pueden
modificar el modelo de carga en el tiempo y, como resultado de las investigaciones realizadas
a lo largo del estudio, se determinó que las variaciones del consumo por suscriptor podría
estar ocasionada por:
a.- Variación en la cantidad de equipos lo que implica una alta inversión. Esto se refleja en:
Adquisición de nuevos equipos para incorporar nuevas tecnologías tanto en los
hogares como en los comercios e industrias.
Automatización de procesos industriales para mejorar calidad e incrementar
productividad.
Sustitución de equipos por otros más eficientes en el consumo de energía.
Sustitución de equipos que requieren otras fuentes de energía, por ejemplo gas.
b.- Reducción de pérdidas por uso final, lo que requiere poca inversión pero alto
conocimiento técnico:
Reemplazo de partes por mantenimiento preventivo a equipos eléctricos
Incorporación de accesorios que racionalicen el uso de la energía eléctrica.
c.- Cambio de hábitos, no ocasionando desembolsos de dinero por parte del suscriptor. Se
traduce en campañas de concientización del cliente, programas de ahorro de energía y de
manejo de carga.
d.- Efectos macroeconómicos tales como, recesión, lo cual se traduce en reducción de
productividad de las industrias y cierre de comercios.
Además de incorporar estos elementos en los índices calculados, se verificó si la demanda
máxima promedio por suscriptor sufrió variaciones en el tiempo. En la Figura 5.3, se puede
observar una variación cíclica, con poca desviación respecto al año de inicio 1995. Esto
confirma que los índices aplicados en el cálculo de las estimaciones de demanda pueden ser
considerados estables en el tiempo. Dicha gráfica se obtuvo de la suma de las demandas
68
máximas de cada una de las subestaciones entre el total poblacional del área de los Valles del
Tuy (Apéndice F).
Figura 5.3 Evolución de la Demanda máxima promedio por suscriptor.
Un estudio de caracterización de cargas realizado en el sector de Guarenas – Guatire por
una firma consultora para CORPOELEC en el año 2009, estuvo enfocado en la
caracterización de cargas tradicionales que permiten evaluar los patrones de consumo y los
perfiles de carga de los distintos tipos de usuarios del sector residencial. El modelo de carga
tuvo por objetivo identificar e informar la composición de la curva de carga de un
determinado grupo en lo que respecta a usos finales de la energía eléctrica: Iluminación,
Refrigeración, Acondicionamiento de Aire, TV / Audio / Video, Limpieza, Cocina y
Calentamiento de Agua y Otros.
De los resultados del estudio mencionado, se obtuvo que en el mercado residencial en
general existe una alta correlación entre el consumo de energía eléctrica y el poder adquisitivo
de las familias, por ende a mayor consumo eléctrico existe una probabilidad mayor de
encontrar en los hogares mayor variedad de electrodomésticos. Es de esperarse que los
usuarios pertenecientes a la clase de menores recursos utilicen la energía eléctrica para
iluminación, radio y televisión, ventilación y planchado de ropa. En un nivel intermedio (clase
media/baja), a los usos anteriores se suma la refrigeración de alimentos, lavarropas eléctrico y
otros pequeños electrodomésticos, mientras que en un nivel superior (clase media/ alta y alta)
0,000
0,050
0,100
0,150
0,200
0,250
0,300
0,350
0,400
0,450
KV
A/p
er
cáp
ita
Años
EVOLUCIÓN DEMANDA POR SUSCRIPTOR
69
se incorporan principalmente el uso del aire acondicionado en la climatización de ambientes
del hogar.
Para poder realizar un análisis sobre la contribución de los distintos artefactos eléctricos
presentes en el hogar durante el referido estudio, se realizo una encuesta para determinar el
uso final de la energía. En una situación ideal, y con el objetivo de ganar la mayor precisión
posible en la estimación de la contribución de cada artefacto, la encuesta se transformó en un
formulario a completar por el usuario cada vez que un evento con consumo de energía
eléctrica se produce en el hogar. La encuesta se diseñó para permitir un relevamiento del
stock de electrodomésticos y equipos eléctricos que disponen los clientes de la compañía en
sus domicilios.
Los resultados del procesamiento de las encuestas realizadas por dicho a estudio dan lugar a
la siguiente contribución de cada uso final a la curva de carga promedio del sector residencial
(Figura 5.4). La zona de Guarenas - Guatire es considerada como una ciudad dormitorio así
como los Valles del Tuy y ambas poseen un clima bastante similar, por lo cual se puede
inferir que la curva de carga residencial para estas dos áreas tendría el mismo comportamiento
y de la Figura 5.4 se puede observar que las horas de mayor demanda eléctrica o se presentan
en los intervalos de 6:00 a 8:00 y entre las 19:00 a las 23:00 horas.
Figura 5.4 Curva de Carga Residencial. [19]
Por otro lado, la participación de cada grupo de artefactos puede resumirse en la Figura 5.5.
70
Figura 5.5 Distribución Porcentual del Consumo por Uso. [19]
En la tabla siguiente se presenta en forma ordenada los usos finales en función de su
contribución al consumo total Residencial:
Tabla 5.6 Porcentaje de Participación de los Artefactos. [19]
Uso % Refrigeración 34,05% Climatización 19,68% Cocina y Calent. Agua 15,88% Iluminación 13,18% Audio / TV 9,52% Limpieza 7,68% Total 100,00%
De esta manera se concluye que los índices de demanda aplicados en este estudio pueden
ser estables para los períodos de estimación definidos.
5.5 Planteamiento de Escenarios
Para poder proyectar el crecimiento de los Valles del Tuy en el futuro, es necesario realizar
suposiciones de cómo y dónde se producirán los nuevos desarrollos, por lo tanto, es necesario
establecer varios modelos de crecimiento considerando los factores más relevantes que
puedan influir en los mismos. Para ello, se plantean tres escenarios de la región, donde dos de
ellos representan un mínimo y un máximo crecimiento. Cada modelo de la región está
dividida en categorías considerando lo que existe, los nuevos desarrollos y los casos de
especial atención, que serán planteados más adelante.
71
5.5.1 Características de los Escenarios
Escenario I. Tendencial.
Se considera la Proyección Urbana de INSURBECA
Escenario II. Desarrollo
Se considera la Proyección Urbana de INSURBECA
Se incorporan conjuntos residenciales de Gran Misión Vivienda Venezuela -
Proyectos 2013 para la región.
o Misma tendencia de crecimiento de INSURBECA.
Se incorporan desarrollos industriales promovidos por el Ejecutivo Nacional como
CORPIVENSA y Parque Tecnológico Industrial.
o Demanda de acuerdo al cronograma de entrega de carga.
Escenario III. Análisis de sensibilidad del modelo de carga
Premisas iguales a las del Escenario II, pero con modificaciones en el modelo de carga
a partir del año 2023, donde los índices de carga aplicados a la población y empleo son
los de la Hipótesis 1, lo cual modelaría una situación de reactivación económica,
donde tendrían un mayor índice de consumo la industria básica así como los usuarios
residenciales de los sectores ABC (Tablas 5.4 y 5.5)
5.5.2 Resultados del estudio de demanda a largo plazo
En la Tabla 5.8 se muestran las demandas obtenidas para cada uno de los escenarios
planteados, y en la Figura 5.6 se observa la gráfica que describe estos resultados. Se puede
apreciar una diferencia de 312 MVA entre el escenario mínimo y máximo, lo que implica
variaciones en las estrategias a considerar como se explica en el próximo capítulo.
72
Tabla 5.8 Resultados de Demanda Total (MVA) para cada uno de los escenarios propuestos
AÑOS DEMANDA OBTENIDA PARA CADA ESCENARIO EN (MVA)
I II III
2008 374,41 374,41 374,41
2013 391,77 489,31 489,31
2018 406,86 581,66 581,66
2023 421,04 596,03 723,52
2028 435,07 610,25 743,40
2033 458,80 633,98 771,62
Figura 5.6 Gráfica del crecimiento de la demanda quinquenal para cada escenario
A continuación, en la Tabla 5.9 se aprecian los porcentajes anuales del crecimiento de la
demanda eléctrica para cada uno de los escenarios planteados de acuerdo a los resultados
obtenidos del estudio de largo plazo para el área en estudio (Tabla 5.8), y en la Tabla 5.10 se
aprecia el valor porcentual promedio anual de la demanda para cada escenario.
Tabla 5.9 Porcentajes del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada escenario Escenario 2008 2013 %anual 2018 %anual 2023 %anual 2028 %anual 2033 %anual
I 374,41 391,77 0,92% 406,86 0,78% 421,04 0,7% 435,07 0,7% 458,80 1,1%
II 374,41 489,31 6,14% 581,66 3,78% 596,03 0,5% 610,25 0,48% 633,98 0,78%
III 374,41 489,31 6,14% 581,66 3,78% 723,52 4,9% 743,40 0,56% 771,62 0,76%
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
900,00
2008 2013 2018 2023 2028 2033
[MV
A]
Crecimiento de la Demanda Quinquenal
Escenario I
Escenario II
Escenario III
73
Tabla 5.10 Porcentajes promedios del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada
escenario
Escenario %Porcentaje promedio anual 2008 - 2033
I 0,8%
II 2,3%
III 3,2%
En la Tabla 5.10 el porcentaje promedio de crecimiento de la demanda eléctrica anual de
cada escenario planteado para el área de los Valles del Tuy es inferior al porcentaje de
crecimiento anual promedio de la demanda global de Venezuela pronosticado por el Plan de
Desarrollo del Servicio Eléctrico (PDSEN) para el período 2005-2024 [20]; donde para un
escenario bajo se sitúa en 3,4% mientras que para un escenario alto es de 4,7%.
Por otro lado, se puede atribuir esta diferencia de porcentajes promedios anuales de
demanda eléctrica al poco crecimiento poblacional del área de los Valles del Tuy; ya que
según el estudio de INSURBECA los resultados de la modelación TRANUS® (Tabla 5.11)
para el área arrojaron que el crecimiento promedio anual de la población se sitúa en 0,4%
(2008-2033), mientras que el porcentaje promedio de crecimiento anual de la población de
Venezuela de acuerdo a los últimos dos censos realizados en el 2001 y 2011 es de 1,72% [21],
y el porcentaje promedio de crecimiento anual del estado Miranda es de 1,5% [21].
Tabla 5.11 Porcentajes del crecimiento de la población anual [16] 2008 2013 %anual 2018 %anual 2023 %anual 2028 %anual 2033 %anual
677.077 694.102 0,5% 709.154 0,4% 721.769 0,4% 731.602 0,3% 737.869 0,2%
De todo lo señalado anteriormente se puede resaltar que la gran diferencia entre los
porcentajes de demanda y crecimiento poblacional del área de los Valles del Tuy y los del
país se debe principalmente a la falta de movilidad que presenta la región y a los escasos
crecimientos industriales y residenciales, originados por la falta de continuidad en el
programa de inversiones en la zona, así como fallas de gerencia, que han dado lugar a
resultados de muy baja calidad urbanística y como consecuencias bastantes negativas respecto
a la calidad de vida y la eficiencia funcional y económica, por tanto se aprecia poco
crecimiento de la demanda eléctrica en los Valles del Tuy ya que éste es considerado como un
suburbio residencial del Área Metropolitana de Caracas.
CAPITULO 6
EXTRATEGIAS DE EXPANSIÓN Y UBICACIÓN DE SUBESTACIONES PARA LOS
VALLES DEL TUY
El desarrollo de obras en un sistema de distribución conlleva varios años desde que se
planifica hasta que se puede llevar a cabo la construcción; por lo tanto se debe prever con
anticipación las necesidades para poder programar en el tiempo todo el proceso que se
necesita para todas las etapas y trámites por las cuales debe pasar el requerimiento:
planeamiento, diseño, financiamiento, aprobación legal del financiamiento, desarrollo de
carteles de licitación, proceso de adjudicación, venia de órganos fiscalizadores y finalmente
desarrollo de la misma.
Por tal motivo, luego de realizar las proyecciones de demanda y de ubicar las mismas en las
subestaciones se ve en el horizonte cuales son las necesidades de crecimiento en este campo,
por lo cual a continuación se presenta un desglose de las obras que se deben de realizar a lo
largo del período de análisis, el cual llega al año 2033.
6.1 Áreas de Servicio Actuales de las Subestaciones
Las áreas de servicio son asignadas en función de la capacidad instalada de las
subestaciones existentes en el sector en estudio. La metodología para la definición de dichas
áreas es la siguiente:
- Se determinó el área de servicio de cada S/E a partir del plano 1:10000 de PADEE,
donde se representa la información de los circuitos de distribución. El estudio fue
hecho para el área de los Valles del Tuy, la misma está cubierta por doce (12)
subestaciones en nivel de tensión 13,8 kV para el año 2008.
75
- Se establece por cada subestación, el recorrido de dichos circuitos, con lo cual se
obtiene la distribución espacial de la demanda para dicha subestación. Esta
localización permite definir las áreas de servicio por cuadrículas.
En la Figura 6.1 se muestran las áreas de servicio de las subestaciones para el año base del
estudio, el cual es el 2008; en esta figura no se aprecian las áreas de servicio de las
subestaciones Ciudad Miranda, Pueblo Nuevo y Santa Marta por ser subestaciones rurales las
cuales tienen un voltaje de distribución 34,5/13,8 kV.
Figura 6.1 Áreas de Servicio de las Subestaciones (patio de 13,8 kV).
En la Tabla 6.1 se puede apreciar la demanda máxima que cada subestación operativa de la
región debería atender con sus actuales áreas de influencia para el período 2008-2033, y en la
Tabla 6.2 los porcentajes de crecimiento de dicha demanda. Se debe resaltar que el 100% de
las subestaciones sobrepasa su valor de CF en estas condiciones, por lo cual se hace necesario
establecer las nuevas áreas de servicio y la ampliación de las mismas para que cumplan con la
CF, así como la construcción de nuevas subestaciones que ayuden atender la demanda del
área de los Valles del Tuy.
76
Tabla 6.1 Demanda máxima en las actuales áreas de influencia de las subestaciones de los
Valles del Tuy (MVA). Años 2008 2013 2018 2023 2028 2033
S/E \ Escenarios I II III I II III I II III I II III I II III I II III
ALVARENGA 35 35 36 36 36 37 37 38 39 48 39 40 50 41 42 51
CHARALLAVE II 55 55 63 63 58 92 92 61 95 99 64 98 102 66 100 96
CÚA 40 43 70 70 45 73 73 46 74 82 48 76 84 50 77 88
SANTA ROSA 8 8 8 8 8 8 8 9 9 12 9 9 12 10 10 13
OCUMARE II 40 58 84 84 61 87 87 63 88 107 64 90 108 67 92 111
OCUMARE I 27 27 28 28 28 29 29 28 29 35 28 29 35 28 29 35
TAZÓN 12 14 39 39 14 90 90 15 91 101 17 93 103 18 94 106
SANTA TERESA I 32 41 41 41 42 42 42 44 44 58 46 46 61 49 49 65
PARAÍSO 13 21 21 21 22 21 21 23 23 40 25 25 43 32 31 50
INAVI 22 26 33 33 26 34 34 27 34 43 27 35 44 28 36 45
SANTA LUCÍA 25 29 29 29 29 30 30 30 31 46 31 31 48 32 32 50
LA RAIZA 34 34 35 35 35 35 35 35 35 48 36 36 49 38 38 50
Tabla 6.2 Porcentaje de crecimiento de la demanda en el área de las actuales subestaciones de
los Valles del Tuy (%) Años 2008 – 2013 2013 - 2018 2018 – 2023 2023 - 2028 2028 - 2033
S/E \ Escenarios I II III I II III I II III I II III I II III
ALVARENGA 0,0 2,8 2.8 2.8 2.7 2.7 5.3 5.1 22.9 2.6 2.5 4.0 4.9 4.8 2.0
CHARALLAVE II 0,0 12,7 12.7 5.2 31.5 31.5 4.9 3.2 7.1 4.7 3.1 2.9 3.0 2.0 0.0
CÚA 7,0 42,9 42.9 4.4 4.1 4.1 2.2 1.4 11.0 4.2 2.6 2.4 4.0 1.3 4.5
SANTA ROSA 0,0 0,0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.1 11.1 33.3 0.0 0.0 0.0 10.0 10.0 7.7
OCUMARE II 31,0 52,4 52.4 4.9 3.4 3.4 3.2 1.1 18.7 1.6 2.2 0.9 4.5 2.2 2.7
OCUMARE I 0,0 3,6 3.6 3.6 3.4 3.4 0.0 0.0 17.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
TAZÓN 14,3 69,2 69.2 0.0 56.7 56.7 6.7 1.1 10.9 11.8 2.2 1.9 5.6 1.1 2.8
SANTA TERESA I 22,0 22,0 22.0 2.4 2.4 2.4 4.5 4.5 27.6 4.3 4.3 4.9 6.1 6.1 6.2
PARAÍSO 38,1 38,1 38.1 4.5 0.0 0.0 4.3 8.7 47.5 8.0 8.0 7.0 21.9 19.4 14.0
INAVI 15,4 33,3 33.3 0.0 2.9 2.9 3.7 0.0 20.9 0.0 2.9 2.3 3.6 2.8 2.2
SANTA LUCÍA 13,8 13,8 13.8 0.0 3.3 3.3 3.3 3.2 34.8 3.2 0.0 4.2 3.1 3.1 4.0
LA RAIZA 0,0 2,9 2.9 2.9 0.0 0.0 0.0 0.0 27.1 2.8 2.8 2.0 5.3 5.3 2.0
77
6.2 Resultados de ubicación de subestaciones en cada escenario
Para la ubicación de subestaciones en cada escenario primero se verificó que la demanda
estimada a largo plazo de cada área de servicio por subestación no exceda la CF de la misma.
Si la demanda estimada es menor puede añadírsele más cuadrículas, hasta llegar a este límite.
Al finalizar la asignación de las áreas de servicio para cada una de las subestaciones
existentes, se procede a definir una o más áreas de servicio con la zona vacante, utilizando el
criterio de CF, y dependiendo de la demanda máxima en esa zona se podrá proponer
subestaciones de 34,5/13,8 kV ó 115/13,8 kV.
En las Tablas 6.3, 6.4 y 6.5 se muestran los resultados obtenidos del proceso de ubicación
de subestaciones para cada uno de los escenarios planteados y en las Figuras 6.2, 6.3 y 6.4 se
muestra la ubicación geográfica de cada subestación así como su correspondiente área de
servicio por escenario.
La ubicación de las subestaciones fue calculada para el año horizonte 2033 en cada uno de
los tres escenarios. Cómo éste cálculo da una idea aproximada de dónde debe ubicarse la
subestación, se aplica la misma ubicación para el resto de los años anteriores, ya que la
posición no debe variar significativamente entre ellos.
Para cada escenario se establecieron las nuevas áreas de servicio llevando a cada
subestación a su capacidad máxima en el plano de los Valles del Tuy, pero debido a la baja
densidad poblacional por cuadrículas, se tomó en cuenta un límite de 20 cuadrículas alrededor
de las subestaciones para asegurar que los circuitos no midieran más de 10 kilómetros c/u y de
esta manera limitar caídas de tensión, aunque es recomendable realizar estudios que validen
esta suposición.
Los resultados de ubicación de subestaciones para cada escenario se muestran a
continuación:
78
6.2.1 Escenario I
Tabla 6.3 Ubicación de Subestaciones Escenario I
Subestación Voltaje de Distribución
(kV/kV)
Demanda Calculada Patio
13,8 kV (MVA)*
Máxima CF
(MVA)
Ubicación en
Cuadrícula.
ALVARENGA 115 / 13,8 45 140 MRM
CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 46 50 LPX
CANTARRANA 115 / 13,8 28 50 NPK
CÚA 34,5 / 13,8 20 20 LOU
SANTA ROSA 34, 5 / 13,8 16 20 KNN
OCUMARE II 115 / 13,8 80 140 OMP
OCUMARE I 34,5 / 13,8 20 20 QLK
SAN ANTONIO 34,5 / 13,8 20 20 RPY
TAZÓN 34,5 / 13,8 18 20 RMC
SANTA TERESA II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 UQG
PARAÍSO 34,5 / 13,8 20 20 VRZ
INAVI 34,5 / 13,8 20 20 UQC
SANTA LUCÍA 115 / 13,8 54 140 RRA
LA RAIZA 34,5 / 13,8 20 20 UTO
* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.
Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan dos nuevas
subestaciones las cuales son Cantarrana y San Antonio.
La subestación Cantarrana se plantea para este escenario con un nivel de tensión 115/13,8
kV, se propone evaluar la eliminación de las subestaciones rurales como son Pueblo Nuevo,
Ciudad Miranda y Santa Marta dado que esta nueva subestación no sólo servirá para
descargar las SS/EE Charallave II y Ocumare II sino que también tomará la carga que le
corresponde a dichas subestaciones 34,5/13,8 kV. La subestación San Antonio servirá para
descargar las subestaciones Tazón y Santa Teresa II.
Se observa en la Figura 6.2 que las áreas de servicio de la mayoría de las subestaciones ha
sido modificada, en especial la de las subestaciones de 34,5/13,8 kV donde su área se redujo
significativamente para poder cumplir con el criterio de CF y es aquí donde las subestaciones
115/13,8 kV se ven modificadas y sus áreas de servicio aumentan para tomar la carga restante,
siempre verificando no pasar su CF y no se desmejore el nivel de tensión.
79
Figura 6.2 Ubicación de subestaciones Escenario I.
6.2.2 Escenario II
Tabla 6.4 Ubicación de Subestaciones Escenario II
Subestación Voltaje de Distribución
(kV/kV)
Demanda Calculada
Patio 13,8 kV (MVA)*
Capacidad Firme
(MVA)
Ubicación en
Cuadrícula.
ALVARENGA 115 / 13,8 47 140 MRM
CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 43 50 LPX
CANTARRANA 115 / 13,8 35 140 NPK
EL DELEITE 115 / 13,8 50 20 LNU
PTI CÚA 115 / 34,5 / 13,8 44 50 KNI
OCUMARE II 115 / 13,8 83 140 OMP
OCUMARE I 34,5 / 13,8 20 20 QLK
SAN ANTONIO 34,5 / 13,8 20 20 RPY
YARE II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 RNP
TAZÓN 34,5 / 13,8 16 20 RMC
SANTA TERESA II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 UQG
PARAÍSO 34,5 / 13,8 20 20 VRZ
INAVI 34,5 / 13,8 20 20 UQC
SANTA LUCÍA 115 / 13,8 65 140 RRA
LA RAIZA 34,5 / 13,8 20 20 UTO
* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.
80
Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan cinco nuevas
subestaciones las cuales son Cantarrana, PTI Cúa, El Deleite, Yare II y San Antonio.
Al igual que en el Escenario I, la subestación Cantarrana se plantea con un nivel de tensión
115/13,8 kV, se propone igualmente desmantelar las subestaciones rurales como son Pueblo
Nuevo, Ciudad Miranda y Santa Marta dado que esta nueva subestación no sólo servirá para
descargar las SS/EE Charallave II y Ocumare II sino que también tomará la carga que le
corresponde a dichas subestaciones 34,5/13,8 kV. La subestación San Antonio servirá para
descargar las subestaciones Tazón y Santa Teresa II.
Por otro lado las subestaciones PTI Cúa y Yare II, su construcción dependen
exclusivamente de que los proyectos industriales planteados en la zona se lleven a cabo, de no
ser así se propone que la S/E el Deleite tome la carga correspondiente de PTI Cúa y la S/E
San Antonio a la de Yare II.
Figura 6.3 Ubicación de subestaciones Escenario II.
81
6.2.3 Escenario III
Tabla 6.5 Ubicación de Subestaciones Escenario III
Subestación Voltaje de Distribución
(kV/kV)
Demanda Calculada Patio
de 13,8 kV (MVA)*
Capacidad
Firme (MVA)
Ubicación en
Cuadrícula.
ALVARENGA 115 / 13,8 61 140 MRM
CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 44 50 LPX
CANTARRANA 115 / 13,8 34 140 NPK
EL DELEITE 115 / 13,8 54 140 LNU
PTI CÚA 115 / 34,5 /13,8 50 50 KNI
OCUMARE II 115 / 13,8 97 140 OMP
VALLE VERDE 115 / 13,8 50 140 QLI
SAN ANTONIO 115 / 13,8 46 140 RPY
YARE II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 RNP
SANTA TERESA II 115 / 34,5/ 13,8 50 140 UQG
MOPIA 115 / 13,8 48 140 XRL
SANTA LUCÍA 115 / 13,8 50 140 RRA
CARTANAL 115 / 13,8 70 140 SRH
* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.
Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan ocho nuevas
subestaciones las cuales son Cantarrana, PTI Cúa, El Deleite, Yare II, San Antonio, Valle
Verde, Mopia y Cartanal. Se puede observar de la Tabla 6.5 que el nivel de tensión del área
total de los Valles del Tuy comprende ahora solo el nivel de 115 kV es decir que las
subestaciones 34,5 desaparecen del área debido al incremento de la demanda, la cual supera
en creces sus capacidades firme, lo que lleva a desmantelarlas y construir subestaciones
115/13,8 que tomen dicha carga.
Para este caso, la subestación Mopia tomará toda la carga correspondiente a las
subestaciones La Raiza e Inavi, mientras que la subestación Cartanal atenderá la carga de las
subestaciones El Paraíso y parte Santa Teresa II y finalmente la subestación Valle Verde
atenderá las cargas de Tazón y Ocumare I.
82
Figura 6.4 Ubicación de subestaciones Escenario III.
En el Apéndice H, se pueden apreciar las Figuras de los Atlas Eléctricos correspondientes a
cada uno de los escenarios planteados, con el fin de que se pueda observar la ubicación de las
subestaciones operativas así como las de las subestaciones planteadas.
6.3 Determinación del Portafolio de obras de inversión a largo plazo del sistema eléctrico
de distribución
En función de las variaciones de los tres escenarios planteados se determinan las obras
necesarias para cada período del plan de expansión, de manera de garantizar robustez y
flexibilidad.
En la Tablas 6.6, 6.7 y 6.8 se indican las obras para el portafolio de inversión de expansión
del sistema eléctrico de distribución; requeridas a corto, mediano y largo plazo.
83
6.3.1 Portafolio de obras de inversión para el año 2013
S/E Obras Escenario I
Alvarenga Sustitución de dos (2) TRX de 20 MVA a dos (2) TRX de 36 MVA
de 115/13,8 kV.
Cantarrana Construcción de la S/E Cantarrana con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV.
Cúa Sustitución del TRX de 10 MVA por un (1) TRX de 15 MVA de
34,5/13,8 kV.
Ocumare II Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
Ocumare I Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA
de 34,5/13,8 kV.
Tazón Ampliación de un (1) TRX de 10 MVA a (2) TRX de 10 MVA de
115/13,8 kV.
Paraíso Ampliación de una (1) TRX de 15 MVA (unidad móvil) a dos (2)
TRX de 10 MVA de 115/13,8 kV.
Inavi Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA
de 34,5/13,8 kV.
San Antonio Construcción de la S/E San Antonio con dos (2) TRX de 15 MVA
de 34,5/13,8 Kv.
La Raiza Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA
de 34,5/13,8 Kv.
Santa Lucía Sustitución de dos (2) TRX uno 20 MVA y otro de 24 MVA a dos
(2) TRX de 36 MVA de 115/13,8 Kv.
S/E Obras Escenario II
PTI Cúa Construcción S/E PTI Cúa con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV y dos (2) TRX de 36 MVA de 34,5/13,8 kV.
Yare II Construcción S/E Yare II con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV y dos (2) TRX de 36 MVA de 34,5/13,8 kV.
84
6.3.2 Portafolio de obras de inversión para el año 2018
S/E Obras Escenario I
Charallave Ampliación de dos (2) TRX de 30 MVA a dos (2) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
S/E Obras Escenario II
El Deleite Construcción S/E El Deleite con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV.
S/E Obras Escenario III
Alvarenga Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
Mopia Construcción S/E Mopia con dos (2) TRX de 36 MVA de 115/13,8
kV.
Cartanal Construcción S/E Cartanal con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV.
Valle Verde Construcción S/E Valle Verde con dos (2) TRX de 36 MVA de
115/13,8 kV.
6.3.3 Portafolio de obras de inversión para el año 2023
S/E Obras Escenario I
Cúa Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15
MVA de 34,5/13,8 kV.
Paraíso Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15
MVA de 34,5/13,8 kV.
S/E Obras Escenario II
Valle Verde Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
Ocumare II Ampliación de tres (3) TRX de 36 MVA a cuatro (4) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
85
6.3.4 Portafolio de obras de inversión para el año 2028
S/E Obras Escenario II
Santa Rosa Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15
MVA de 34,5/13,8 kV.
6.3.5 Portafolio de obras de inversión para el año 2033
S/E Obras Escenario III
Santa Lucía Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36
MVA de 115/13,8 kV.
86
CONCLUSIONES
El presente trabajo desarrolla una metodología, para la estimación de energía eléctrica a
largo plazo. Como elemento novedoso se han combinado las variables urbanas: población y
empleo obtenidas del modelo TRANUS con la herramienta computacional PADEE, la cual
aunque actualmente se utiliza principalmente para estudios operativos de la red, en este caso
se empleó para llevar la demanda obtenida en cada año a la división cuadriculada de las
microáreas que conforman el área de estudio y de esta manera poder definir el estado futuro
que tendrán las subestaciones operativas de la región.
Dicha metodología se ha aplicado a un caso de estudio real (Los Valles del Tuy), para lo
cual se plantearon tres (3) escenarios, obteniendo los siguientes resultados y conclusiones:
Escenario I
o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 458,80
MVA, por lo tanto es necesaria la construcción de dos nuevas subestaciones,
las cuales son Cantarrana con una capacidad de 72 MVA y San Antonio con
una capacidad de 30 MVA.
o La subestación Cantarrana atenderá el traspaso de parte de los circuitos de las
subestaciones Charallave II y Ocumare II, ya que es necesaria la reducción de
las áreas de servicio de estas para suplir las cargas cercanas debido a que en la
actualidad sus capacidades firmes se encuentran al máximo y adicionalmente
tomará toda la carga de las subestaciones rurales como lo son Ciudad Miranda,
Santa Marta y Pueblo Nuevo ubicadas en el área de influencia de esta
subestación.
o Mientras que para el caso de la subestación San Antonio ésta atenderá parte de
la carga de las subestaciones Tazón y Santa Teresa II, debido a que las mismas
en la actualidad sobrepasan su capacidad firme.
87
Escenario II.
o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 633,98
MVA, por tanto es necesaria la construcción de tres nuevas subestaciones
adicionales a las requeridas en el Escenario I, por lo cual se propone la
construcción de las subestaciones El Deleite con una capacidad de 72 MVA,
PTI Cúa y Yare II con una capacidad de 36 MVA en su patio de 13,8 kV y 72
MVA en el de 34,5 kV cada una, donde estas dos últimas dependerán
principalmente del desarrollo de los proyectos de construcción de los parques
industriales como PTI Cúa y CORPIVENSA.
o Se debe resaltar que de no concretarse la construcción del Parque Tecnológico
Industrial Cúa, no será necesaria la construcción de la subestación PTI Cúa;
por tanto la subestación El Deleite podrá tomar la carga del patio de 13,8 kV
que se le había colocado a la misma.
Escenario III
o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 771,62
MVA, por tanto es necesaria la construcción de tres nuevas subestaciones
adicionales a las planteadas en los escenarios anteriores. Para suplir la
demanda a largo plazo en este escenario es necesaria la construcción de las
subestaciones Valle Verde, Mopia y Cartanal; con una capacidad de 72 MVA
cada una; las cuales deberán tomar principalmente la carga operativa
correspondiente a las subestaciones de 34,5/13,8 kV existentes, donde para el
caso de la subestación Mopia la misma tomará toda la carga correspondiente a
las subestaciones La Raiza e Inavi, mientras que la subestación Cartanal
atenderá la carga de las subestaciones El Paraíso y parte Santa Teresa II y
finalmente la subestación Valle Verde atenderá las cargas de Tazón y Ocumare
I.
o El nivel de tensión en el área de los Valles del Tuy comprende para este
escenario sólo el nivel de tensión 115 kV es decir que las subestaciones
34,5/13,8 kV desaparecen del área debido al incremento de la demanda, la cual
88
supera en creces sus capacidades firmes, lo que lleva a desmantelarlas y
construir subestaciones 115/13,8 kV que atiendan dicha carga.
La demanda al año 2012 del área de los Valles del Tuy es de aproximadamente 460 MVA.
Según lo observado en la región, es posible que el escenario más factible de ocurrencia sea el
Escenario II con una demanda estimada de 489,31 MVA para el año 2013. Por lo tanto es
necesario construir las subestaciones Cantarrana y San Antonio; cuyas capacidades dependen
de los escenarios planteados; dado que es el mínimo desarrollo que se requiere para suplir la
demanda del escenario de menor crecimiento para posteriormente ir evaluando los
crecimientos habitacionales, comerciales e industriales y de esta manera decidir la
construcción o no de las subestaciones El Deleite, PTI Cúa y Yare II.
Por otro lado, tomando en cuenta el Escenario III el cual presenta la mayor demanda de los
tres escenarios propuestos, se aprecia como su porcentaje de crecimiento anual de la demanda
eléctrica es 3,2% es inferior al porcentaje de crecimiento anual de la demanda global de
Venezuela pronosticado por el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico (PDSEN) para el
período 2005-2024, donde para un escenario de alto consumo es de 4,7% esta diferencia se
debe al poco crecimiento poblacional del área; ya que según el estudio de INSURBECA el
porcentaje promedio anual del crecimiento de la población se sitúa en 0,4% mientras que el
porcentaje promedio de crecimiento anual de la población de Venezuela, de acuerdo a los
últimos dos censos realizados en el 2001 y 2011, es de 1,72% [21], y el porcentaje promedio
de crecimiento anual del estado Miranda es de 1,5% [21].
Se debe resaltar que la gran diferencia entre estos porcentajes radica principalmente en la
falta de movilidad que presenta la región y a los escasos crecimientos industriales y
residenciales, originados por la falta de continuidad en el programa de inversiones en la zona,
así como fallas en la consecución de los planes de desarrollo por falta de gerencia, que han
dado lugar a resultados de muy baja calidad urbanística con consecuencias muy negativas
respecto a la calidad de vida y a la eficiencia funcional y económica de la zona, lo cual con
lleva a escaso crecimiento de la demanda eléctrica en los Valles del Tuy, ya que éste es
considerado actualmente como un suburbio residencial o mejor conocido ciudad dormitorio
de una importante cantidad de la población que labora en el Área Metropolitana de Caracas.
89
Adicionalmente:
La metodología planteada se llevó a cabo como se tenía previsto, obteniendo así los
resultados deseados. Cabe destacar que aunque la misma es sencilla también resulta
novedosa, pero también requiere de mucho trabajo al tener que mantener la base de
datos actualizada. Esta metodología fue desarrollada para un estudio en general que
correspondió al área de los Valles del Tuy sin embargo la misma puede ser aplicada
ciertamente a cualquier área que posea la información de población y empleo,
adaptando la misma con el fin de determinar la demanda eléctrica.
Es fundamental para este trabajo manejar información de otros entes gubernamentales
con relación a la planificación y desarrollos socio-económicos de la población en
estudio para poder afinar las variables urbanas población y empleo.
No se consideró variación en los índices durante el período de estudio ya que la
tendencia histórica KVA/población se ha mantenido con mínima variación en los
últimos 15 años. Sin embargo la incorporación de nuevos elementos consumidores de
energía de mayor eficiencia y la utilización a futuro de nuevos elementos de energía
podrían cambiar estas proyecciones. Estos aspectos causales no están reflejados dentro
de esta metodología, así como tampoco los indicadores macro-económicos que afectan
el desarrollo global del país y que de una u otra manera afectan al área de los Valles
del Tuy.
Se lograron determinar las áreas de servicio óptimas para cada subestación pudiendo
identificar los centros de carga. Sin embargo, la ubicación de las mismas dependerá
también de disponibilidad de los terrenos y de la topografía de la zona, así como de la
ruta de la red de subtransmisión.
Es necesario hacer un seguimiento del desarrollo de la región para saber cuál será su
tendencia y establecer a tiempo las subestaciones que serán imprescindibles o no.
90
RECOMENDACIONES
Continuar con el proceso de ingeniería y construcción de la subestación Cantarrana, la
cual fue corroborada en este estudio.
Es necesaria la realización de estudios de mediano plazo para conocer las tendencias
de desarrollo en la región y establecer de esta manera una comparación con el estudio
de largo plazo y determinar cuál será la escenario más adecuado a futuro. También es
recomendable actualizar estudios de largo plazo cada 5 a 10 años para determinar con
mayor exactitud la ubicación de las subestaciones según las características de
crecimiento en la región.
Realizar un estudio de corto plazo en el área de los Valles del Tuy para verificar que
los circuitos de cada una de las subestaciones operativas de la zona cumplen con todas
las normas de diseño de la Empresa cumpliendo con los estándares de calidad de
servicio.
Mantener los datos del sistema de distribución actualizados con las características
reales de los circuitos, para que las simulaciones a futuro mantengan similitud con la
realidad.
La ubicación de las subestaciones requeridas debe ser evaluada conjuntamente con
otros entes a fin de evaluar los impactos de la construcción de las mismas en el sitio
recomendado a fin de poder tomar las previsiones necesarias y poder reevaluar su
situación final de ser necesario.
91
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] CORPOELEC. http://www.corpoelec.gob.ve/, consultado el 23 de Agosto de 2012.
[2] CORPOELEC. Grupo de Planificación de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico.
[3] Departamento de Planificación de Distribución de la Electricidad de Caracas s/f. Plan de Expansión Sistema de Distribución Largo Plazo Período 2000-2005-2010-2015-Año Horizonte Área Metropolitana de Caracas. Informe de La Electricidad de Caracas.
[4] Willis, H. Spatial Electric Load Forecasting. New York: Marcel Dekker Incorporated, 1996.
[5] Rodríguez G. y Quintero C. Metodología para el cálculo de la Demanda de Saturación de Energía Eléctrica a través de Modelos de Uso de la Tierra. CORPOELEC 2012.
[7] Carratú, M. Estimación de la Demanda Eléctrica de Mediano y Largo Plazo para C.A. Electricidad de Valencia. Informe de pasantía. Sartenejas: Universidad Simón Bolívar, 2001.
[8] Herrara, L. Pronóstico de la demanda usando inteligencia artificial. Quito: Escuela Politécnica Nacional, 2007.
[9] Guerrero, M. Planificación del Sistema de Distribución de CADAFE para la ciudad de San Carlos, Estado Cojedes Período 2009-2019. Trabajo Especial de Grado. Caracas: Universidad Central de Venezuela, 2010.
[10] Norma venezolana COVENIN 159:1997.
[11] Norma CADAFE NS-P-102.
[12] CADAFE. Manual para el Diseño del Sistema de Distribución a Mediano Plazo. Caracas, 1985.
[13] Manual del Programa de Análisis de Redes de Distribución de Energía Eléctrica (PADEE) Agosto de 2010. Ingeniería y Construcción MatMor C.A.
[14] Gobernación de Miranda. http://sistemas.miranda.gob.ve/sigmiranda/, Sistema de Información Geográfica de Miranda, consultado 19 de Junio de 2012.
[15] Instituto de Estudios Regionales y Urbanos (IERU). Hacia un Acuerdo para Mejorar la Movilidad en la Región Metropolitana de Caracas. Informe Final. Marzo 2008.
92
[16] INSURBECA. Estimación de la demanda eléctrica a largo plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y Aragua.
[17] CORPOELEC. Estudio de Factibilidad de Suministro Definitivo y Provisional a los Proyectos Industriales de CORPIVENSA en los Valles del Tuy. Período 2012-2015.
[18] Leonardi, E. y Serrano, A. Modelo de Carga para la Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la Proyección de Variables Urbanas. Informe de pasantía. Caracas: Universidad Metropolitana, 1995.
[19] CORPOELEC. Estudio de Caracterización de Cargas realizado en el Sector de Guarenas – Guatire. 2009
[20] Ministerio de Energía y Petróleo. Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional (PDSEN) 2005-2024.
[21] Instituto Nacional de Estadística (INE). http://www.ine.gov.ve/, consultado el 19 de Junio de 2012.
[22] Descripción General del Sistema TRANUS. http://www.tranus.com/, consultado el 20 de Abril de 2012.
[23] Gobierno de Miranda. Situación Demográfica y Social de la Población. Anuario Estadístico 2010. INE, Gerencial Estadal de Estadística Miranda. Proyecciones basadas en el Censo de población y vivienda 2001.
93
APÉNDICE A: Descripción General del Sistema
TRANUS
94
Descripción del modelo de simulación integral de la localización de actividades y la
demanda de transporte TRANUS®. [18], [22]
TRANUS® es un modelo de simulación integral de la localización de actividades y la
demanda de transporte, que puede ser aplicado tanto a nivel regional como urbano. De manera
general, este modelo estima los efectos que puedan ocurrir por la aplicación de políticas y
proyectos de diferente índole en ciudades o regiones, y los califica o evalúa con un enfoque
socio-económico.
Este modelo simula un sistema espacial a partir de la definición de los elementos que lo
forman: un área geográfica limitada y sectorizada, actividades socio-económicas y sus
relaciones, y el sistema de transporte. Cuando se utiliza el sistema en aplicaciones urbanas, el
mismo concentra su interés en la localización residencial, en el uso del suelo y el mercado
inmobiliario, también en el flujo de pasajeros que utilizan el transporte público, tomando en
cuenta los distintos tipos de transporte y rutas existentes y en el flujo de pasajeros en
automóviles particulares.
TRANUS® está constituido por dos módulos principales: un modelo de localización de
actividades y un modelo de transporte, que funcionan en forma integrada. Los modelos se
basan en la teoría de decisiones y utilidad aleatoria, esto hace que los procesos sociales se
describan como un conjunto de decisiones que toman los individuos (o empresas) entre una
gama de opciones disponibles. Estas decisiones pueden ser la elección del lugar de residencia,
el sitio de compra, el modo de transporte, etc., donde todas se relacionan y constituyen
cadenas de decisiones.
De acuerdo a la teoría micro-económica, cada persona obtiene cierto nivel de utilidad de las
opciones, y sin duda seleccionará la que le proporcione mayor utilidad (o menor desutilidad).
Sin embargo, para el análisis urbano o regional se deben agrupar, tanto a personas como
decisiones, en grupos discretos, con lo que se llega al concepto de funciones de utilidad
aleatoria, en la que los grupos de personas tendrán cierta probabilidad se seleccionar entre
opciones.
En el modelo de localización de actividades se aplica un modelo de insumo producto
espacial, en el que interactúan las distintas actividades socio-económicas de acuerdo a sus
95
relaciones de producción y consumo, lo cual determina la demanda y oferta de cada actividad
en cada zona. Con esto se inicia la cadena de decisiones de localización, y se obtiene la
magnitud de los flujos funcionales entre zonas y actividades.
En el modelo de transporte se toman esos flujos funcionales y se determinan los viajes que
éstos generan (demanda) y su utilización de la oferta de transporte, mediante una segunda
cadena de decisiones: número de viajes a realizar (generación), modo de transporte (selección
nodal) y escogencia de rutas en la red (asignación). Este algoritmo se realiza para distintos
escenarios y períodos de simulación, con el fin de estimar y probar políticas de planificación
aplicándoles su correspondiente evaluación.
Ventajas de la utilización del modelo TRANUS®. [18], [22]
Al trabajar con población y empleo, que son precisamente las salidas del TRANUS® el
concepto de área vacante se convierte en un concepto de densidad, en este caso se tendría la
cantidad de personas o empleos adicionales a los existentes, permitiendo de esta manera la
ubicación de estos en un sector en particular, considerando la saturación del mismo.
Al utilizar dichas variables como unidad básica de información, se tiene como ventaja que
éstas son ampliamente utilizadas en los estudios realizados por los organismos con influencia
en la dinámica urbana, como son: INE, INSURBECA, entre otros., por lo que se dispone de
gran cantidad de datos. Sin embargo, a efectos del modelo de carga la diferenciación sólo en
población y empleo es sumamente general, ya que dentro de ellos existen rangos importantes
de consumo, tanto dependientes de la clase como de la actividad económica. Esto también lo
prevé el sistema TRANUS®, ya que los modelos de localización de actividades y de
transporte que utiliza incorporan categorías de empleo por tipo y de población por niveles de
ingreso, como unidades que se localizan, demandan espacio y generan viajes.
También, al ser este modelo urbano creado para simular la dinámica de las grandes
ciudades, presenta una gran ventaja sobre otros modelos que se puedan usar y es que
TRANUS® se adapta muy bien al comportamiento urbano, ya que ha sido probado con éxito
en la planificación de otros sistemas (no eléctricos) como por ejemplo: el Metro de Caracas,
servicios de acueductos, entre otros.
96
Con este sistema, en conjunto con el modelo de carga, se podrá saber con más precisión
cuando ocurrirá el máximo desarrollo de la zona que se desarrollo de la zona que se desee
estudiar y se estimará la demanda eléctrica en períodos claramente definidos: 5, 10, 15, 20
años, gracias a que TRANUS® es capaz de proporcionar proyecciones de población y empleo
para dichos períodos.
Lógica global de funcionamiento del modelo TRANUS®. [18], [22]
A continuación se describen las etapas principales de funcionamiento del modelo que se
muestra en la Figura A.1.
El primer paso consiste en pronosticar el crecimiento de las actividades exógenas en cada
zona. Estas actividades están formadas por el empleo básico, que para el presente estudio se
definieron de dos tipos: industria y gobierno. Este crecimiento puede ser especificado, ya sea
por la persona que está elaborando el estudio o como resultado de una distribución, realizada
por el modelo, de un crecimiento global.
Para la distribución de un crecimiento global de las actividades exógenas se utiliza una
función de atracción, que contiene una probabilidad que representa la capacidad de atracción
de cada zona con respecto a las restantes.
Seguidamente, el modelo calcula los factores de atracción que se utilizan en las funciones
de distribución de las actividades inducidas, que para esta aplicación son las siguientes:
población, empleo y servicios.
El tercer paso se refiere a la generación y localización de las actividades inducidas. La
generación de una actividad es consecuencia de un proceso de consumo. Por ejemplo, un
empleo básico localizado en un zona determinada consume o demanda cierta cantidad de
población de cada tipo, que puede estar localizada en esa misma zona o en otras; a su vez, la
población localizada consume superficie construida. Estas relaciones se estiman a través de
funciones de consumo. Para el caso de la superficie construida, la función puede ser elaborada
fuera del modelo, a partir de información inmobiliaria disponible, valores máximos y
mínimos de consumo para cada actividad. También se puede estimar el rango que pueda tener
97
y el mismo puede estar definido por el valor de la renta mensual de la superficie construida en
hectáreas (Ha).
En la primera iteración las actividades inducidas corresponden solamente a las demandas
por el empleo básico.
Para la localización, el modelo calcula el costo de localizar una actividad inducida en una
zona (costo de producción). Este costo se refiere al costo de los insumos relacionados con la
localización de esa actividad en una zona determinada, más el valor agregado. Por ejemplo, el
costo de localizar un habitante en una zona será función de un costo de consumo conformado
por: el precio de la superficie construida y el costo de transporte entre la zona de producción y
la zona de consumo.
Figura A.1 Etapas principales de funcionamiento de TRANUS
Una vez estimada la demanda total de cada una de las actividades inducidas y calculados los
costos de producción para cada actividad y zona, el modelo procede a su distribución espacial,
distinguiendo entre actividades transportables y no transportables. La población y el empleo
son actividades transportables, mientras que la superficie construida no lo es. Para los casos
no transportables el modelo coloca la demanda en la misma zona donde es producida. Por el
98
contrario las actividades transportables son distribuidas utilizando un modelo probabilística y
una función de utilidad de localización, que contiene los costos de producción y las
desutilidades del transporte.
El proceso de localización es iterativo y los costos junto con las desutilidades de consumo
son recalculados en cada iteración.
Como el sistema puede presentar restricciones en algunas zonas (topes en la disponibilidad
de la tierra, superficie construida, entre otros.) el modelo evalúa para cada zona si los valores
obtenidos en cada iteración están dentro de los límites permitidos y en caso negativo, realiza
los ajustes pertinentes calculando un precio de equilibrio, distinto al costo de producción. Este
precio de equilibrio será mayor que el costo de producción, si se ha violado el límite máximo
y menor, si se ha violado el límite mínimo. Estos cambios en el precio de equilibrio afectan la
demanda en la iteración siguiente.
El proceso se repite hasta alcanzar una doble convergencia: producción y precios. Ambas
convergencias se calculan como la variación porcentual en cada zona y actividad con respecto
a la actividad anterior y se toma el resultado más variante para la comparación con el criterio
pre-establecido. El proceso se detiene cuando se alcanza un valor menor que el establecido o
cuando se hayan cumplido el número máximo de iteraciones definido.
Como resultado de lo mencionado anteriormente se generan matrices de flujos por categoría
socio-económicas entre zonas (población que vive en “i” y trabaja en “j”, productos
producidos en “i” y consumidos en “j”), que deben de ser transformadas en matrices de flujos
por categorías de transporte. Esta matriz constituye la entrada fundamental para la generación
de viajes, selección modal y asignación.
Sin embargo, el modelo de transporte no puede ser aplicado hasta tanto no se definan o
construyan los caminos o pasos de la red, es decir, hasta que no se determine las diferentes
maneras de viajar entre una zona y otra por diferentes vías y modos de transporte. El
programa utiliza un método que considera el costo generalizado del viaje y escoge un
conjunto de trayectos, desde el más económico hasta un número máximo que puede ser
indicado por el usuario. Para la búsqueda de trayectos de viaje el método aplica un factor de
penalización con el objeto de minimizar el grado de viajes redundantes, lo cual facilita la
escogencia de opciones de viajes claramente diferentes. En el proceso de búsqueda el método
compara el costo de cada trayecto con respecto al del anterior hasta que el costo del último
99
trayecto obtenido es igual al de cualquiera de los trayectos anteriores. Este último paso no se
archiva con el fin de evitar repeticiones.
A partir de estos trayectos el modelo estima la utilidad del transporte por cada trayecto y
categoría, esto constituye el otro dato fundamental para la generación de viajes, selección
modal y asignación, proceso que se realiza en forma iterativa hasta lograr un equilibrio en la
red.
El proceso de generación de viajes consiste en pronosticar el número de viajes que se
producirían por los flujos funcionales calculados en el modelo de localización de actividades.
El total de viajes generados en cada par de zonas se distribuye modalmente a través de un
método, en donde se consideran variables como disponibilidad de vehículos (para el caso de
pasajeros) y las ventas comparativas de cada modo de transporte (costo).
Los viajes por modos se distribuyen en los distintos trayectos entre zonas transformándolos
luego en vehículos tipo y vehículo estándar.
Una vez asignados los vehículos a la red se realiza un proceso que restringe la capacidad
tanto para la vía como para el transporte público, en el cual se ajustan en cada arco de la red,
la velocidad de circulación y los tiempos de espera para el transporte público. Con estos
valores ajustados se recalculan de nuevo los costos de viaje. Estos nuevos costos entran en la
siguiente iteración y afectan todo el proceso de transporte. Este proceso se repite hasta un
número máximo de iteraciones que el usuario haya definido o hasta alcanzar el criterio de
convergencia establecido.
Como resultado el modelo de transporte produce la carga en la red para cada enlace o arco,
por categoría de transporte, expresada en viajes de unidades transportadas, vehículos tipo y
vehículos estándar; así como la relación demanda/ capacidad. Adicionalmente produce
matrices de costo y desutilidad de transporte, por categoría del mismo. Estos costos y
desutilidades son finalmente transformados a costos y desutilidades de transporte expresados
para las categorías socio-económicas, las cuales inciden en la localización de actividades del
período siguiente.
Este proceso se realiza para todos los períodos de proyección considerados, obteniéndose
estimaciones de población y empleo para cada uno de esos períodos.
100
APÉNDICE B: Proyecciones de Población por
estratos y Empleo por sectores
101
Tabla B.1 Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores para el año 2008. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.355 2.479 2.981 6.815 2.263 532 3.120 768 384 7.067
5002 6.972 12.749 15.333 35.054 4.194 1.199 4.680 1.152 149 11.374
5003 2.711 4.958 5.963 13.632 1.480 1.007 3.213 299 576 6.575
5004 5.616 12.270 16.351 34.237 3.885 443 2.900 640 320 8.188
5005 2.711 4.958 5.963 13.632 9.148 976 5.720 1.408 704 17.956
Urdaneta
5006 6.194 11.635 13.828 31.657 2.936 193 3.308 181 117 6.735
5010 5.420 10.006 12.099 27.525 4.124 231 1.570 217 140 6.282
5011 5.699 10.523 12.724 28.946 3.182 252 2.921 297 175 6.827
5012 9.807 18.106 21.894 49.807 7.558 630 4.273 590 381 13.432
Lander
5020 1.582 2.907 3.508 7.997 576 97 735 114 67 1.589
5021 7.383 13.568 16.373 37.324 3.292 434 3.309 512 302 7.849
5022 1.582 2.907 3.508 7.997 4.387 253 1.930 299 176 7.045
5023 14.502 26.651 32.161 73.314 2.551 398 3.033 469 277 6.728
Simón Bolívar 5030 2.043 4.203 5.287 11.533 4.570 275 1.617 434 180 7.076
5031 5.254 10.809 13.595 29.658 4.791 489 2.875 772 320 9.247
Independencia
5040 12.996 24.747 29.913 67.656 6.743 600 6.405 929 366 15.043
5041 7.386 13.354 15.538 36.278 5.470 1.100 8.117 1.405 996 17.088
5042 1.597 3.038 3.634 8.269 1.131 34 250 43 30 1.488
5043 30 50 0 80 331 34 100 43 30 538
5044 6.983 14.192 17.171 38.346 3.837 525 3.871 670 475 9.378
Paz Castillo
5050 10.193 18.409 24.461 53.063 2.102 58 1.025 91 36 3.312
5051 2.293 4.367 5.279 11.939 2.927 73 781 113 45 3.939
5052 4.789 10.179 12.283 27.251 4.522 485 3.468 669 302 9.446
5053 3.161 6.718 8.106 17.985 3.635 266 1.901 367 165 6.334
5054 1.245 2.646 3.193 7.084 298 31 224 43 19 615
102
Tabla B.2 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2013. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.360 2.632 3.099 7.091 2.450 587 3.512 845 423 7.818
5002 6.755 13.122 15.900 35.777 4.542 1.323 5.205 1.264 164 12.498
5003 2.648 5.139 6.183 13.970 1.604 1.111 3.568 328 631 7.241
5004 5.549 12.572 16.956 35.077 4.211 489 3.188 702 351 8.941
5005 2.578 5.168 6.169 13.915 9.915 1.077 6.208 1.542 771 19.513
Urdaneta
5006 6.241 12.341 14.357 32.939 3.179 213 3.678 198 128 7.396
5010 5.443 10.435 12.560 28.438 4.466 255 1.745 238 153 6.857
5011 5.632 10.861 13.199 29.692 3.446 278 3.243 325 191 7.483
5012 9.577 18.754 22.705 51.036 8.185 695 4.736 646 417 14.679
Lander
5020 1.516 2.977 3.636 8.129 623 107 816 125 73 1.745
5021 7.130 13.903 16.961 37.994 3.565 479 3.654 560 330 8.588
5022 1.519 3.080 3.631 8.230 4.752 279 2.138 327 193 7.689
5023 14.084 27.362 33.333 74.779 2.763 439 3.359 514 303 7.378
Simón Bolívar 5030 1.992 4.436 5.583 12.011 4.951 303 1.785 474 197 7.710
5031 5.088 11.217 14.104 30.409 5.189 540 3.190 846 351 10.116
Independencia
5040 12.726 25.533 31.001 69.260 7.306 662 7.035 1.014 399 16.416
5041 7.084 13.757 16.308 37.149 5.925 1.214 8.990 1.539 1.091 18.759
5042 1.583 3.134 3.759 8.476 1.224 38 280 47 33 1.622
5043 37 62 0 99 358 38 109 47 33 585
5044 6.885 14.736 17.714 39.335 4.156 579 4.345 733 519 10.332
Paz Castillo
5050 9.800 18.751 25.225 53.776 2.275 64 1.147 99 39 3.625
5051 2.238 4.463 5.471 12.172 3.169 81 867 124 49 4.290
5052 4.708 10.651 12.728 28.087 4.897 535 3.846 734 332 10.344
5053 3.199 7.255 8.595 19.049 3.937 294 2.117 403 181 6.931
5054 1.206 2.701 3.307 7.214 323 34 250 47 21 675
103
Tabla B.3 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2018. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.315 2.783 3.216 7.314 2.626 646 3.591 909 454 8.226
5002 6.365 13.353 16.540 36.258 4.871 1.213 5.119 1.366 176 12.745
5003 2.616 5.240 6.383 14.239 1.716 1.466 5.323 354 682 9.541
5004 5.260 12.739 17.625 35.624 4.519 538 3.363 756 378 9.554
5005 2.386 5.397 6.389 14.172 10.638 1.185 6.397 1.670 834 20.724
Urdaneta
5006 6.334 13.591 14.913 34.838 3.408 234 4.251 215 139 8.247
5010 5.420 10.977 13.059 29.456 4.790 280 2.145 257 166 7.638
5011 5.678 11.202 13.623 30.503 3.695 306 3.647 352 207 8.207
5012 9.418 19.627 23.428 52.473 8.776 765 5.102 697 450 15.790
Lander
5020 1.458 3.169 3.768 8.395 784 118 897 135 80 2.014
5021 6.726 14.104 17.481 38.311 3.823 527 4.049 604 356 9.359
5022 1.442 3.264 3.752 8.458 5.096 307 2.274 352 207 8.236
5023 14.476 28.110 34.333 76.919 2.963 483 3.709 551 326 8.032
Simón Bolívar 5030 1.977 4.581 5.819 12.377 5.304 334 2.058 513 213 8.422
5031 4.868 11.715 14.718 31.301 5.565 594 3.389 913 377 10.838
Independencia
5040 12.192 25.602 31.876 69.670 7.837 729 7.340 1.089 428 17.423
5041 6.598 13.735 16.871 37.204 6.354 1.336 9.537 1.656 1.171 20.054
5042 1.575 3.186 3.870 8.631 1.312 41 310 51 35 1.749
5043 33 62 0 95 152 41 345 51 35 624
5044 6.868 15.802 18.335 41.005 4.455 637 3.749 788 557 10.186
Paz Castillo
5050 9.287 18.978 25.808 54.073 2.554 70 1.120 107 42 3.893
5051 2.085 4.444 5.643 12.172 3.397 89 918 133 53 4.590
5052 4.500 11.103 13.146 28.749 5.252 589 4.484 786 354 11.465
5053 3.023 7.785 8.849 19.657 4.221 323 2.005 430 193 7.172
5054 1.135 2.715 3.411 7.261 346 38 266 51 22 723
104
Tabla B.4 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2023. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.329 3.154 3.422 7.905 2.818 712 3.949 986 493 8.958
5002 6.334 13.904 17.270 37.508 5.228 1.338 5.441 1.484 192 13.683
5003 2.673 5.217 6.472 14.362 1.840 1.617 5.404 375 720 9.956
5004 4.945 13.288 18.301 36.534 4.853 593 3.551 814 407 10.218
5005 2.212 5.501 6.492 14.205 11.423 1.307 5.988 1.768 880 21.366
Urdaneta
5006 6.232 15.023 15.255 36.510 3.657 258 4.419 228 147 8.709
5010 5.342 11.011 13.097 29.450 5.141 309 2.379 271 174 8.274
5011 5.754 11.019 13.564 30.337 3.965 337 3.742 373 219 8.636
5012 9.033 19.757 23.353 52.143 9.419 844 5.196 736 475 16.670
Lander
5020 1.294 3.349 3.834 8.477 841 130 1.007 148 87 2.213
5021 5.900 13.839 17.735 37.474 4.103 581 4.258 649 382 9.973
5022 1.411 3.381 3.765 8.557 5.470 339 2.367 373 219 8.768
5023 14.298 27.516 34.180 75.994 3.180 533 3.808 582 344 8.447
Simón Bolívar 5030 2.320 4.930 6.184 13.434 5.691 368 2.291 558 232 9.140
5031 5.235 12.802 15.443 33.480 5.974 655 3.672 985 407 11.693
Independencia
5040 12.027 25.711 32.751 70.489 8.414 804 7.456 1.152 452 18.278
5041 6.832 13.350 17.136 37.318 6.819 1.473 9.769 1.743 1.230 21.034
5042 1.857 3.173 3.900 8.930 1.407 46 326 53 36 1.868
5043 28 62 0 90 163 46 364 55 38 666
5044 6.841 17.987 19.459 44.287 4.781 703 4.525 872 618 11.499
Paz Castillo
5050 8.834 19.299 26.365 54.498 2.740 78 1.246 114 45 4.223
5051 1.896 4.405 5.841 12.142 3.645 98 988 145 58 4.934
5052 4.117 11.798 13.640 29.555 5.636 650 4.784 853 384 12.307
5053 2.809 8.731 9.196 20.736 4.530 356 2.227 470 211 7.794
5054 1.038 2.769 3.547 7.354 371 42 301 55 24 793
105
Tabla B.5 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2028. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.236 3.251 3.324 7.811 3.031 784 4.260 1.068 535 9.678
5002 5.881 14.570 18.039 38.490 5.624 1.473 5.572 1.603 207 14.479
5003 2.536 5.269 6.591 14.396 1.978 1.779 5.252 395 758 10.162
5004 4.449 13.908 18.953 37.310 5.224 653 3.893 864 432 11.066
5005 1.979 5.707 6.613 14.299 12.295 1.439 5.149 1.868 929 21.680
Urdaneta
5006 5.829 16.897 15.685 38.411 3.933 285 4.551 243 157 9.169
5010 5.103 11.328 13.200 29.631 5.530 341 2.697 286 184 9.038
5011 5.569 11.100 13.570 30.239 4.266 372 3.792 393 231 9.054
5012 8.340 20.367 23.400 52.107 10.132 929 5.325 775 500 17.661
Lander
5020 1.066 3.613 3.915 8.594 905 143 1.211 161 95 2.515
5021 5.006 13.875 18.044 36.925 4.414 640 4.504 695 409 10.662
5022 1.308 3.569 3.761 8.638 5.886 373 2.533 392 230 9.414
5023 13.640 27.473 33.986 75.099 3.421 587 3.973 610 361 8.952
Simón Bolívar 5030 2.507 5.326 6.557 14.390 6.121 405 2.679 602 250 10.057
5031 5.422 14.184 16.077 35.683 6.427 721 4.222 1.048 432 12.850
Independencia
5040 11.402 25.973 33.509 70.884 9.054 885 7.750 1.200 470 19.359
5041 6.586 13.018 17.268 36.872 7.336 1.622 10.241 1.810 1.273 22.282
5042 2.099 3.158 3.870 9.127 1.513 50 357 54 37 2.011
5043 21 63 0 84 176 50 373 59 41 699
5044 6.417 19.947 20.431 46.795 5.143 774 6.514 946 673 14.050
Paz Castillo
5050 8.158 19.720 26.693 54.571 2.946 86 1.496 121 47 4.696
5051 1.622 4.398 5.999 12.019 3.920 108 1.074 156 62 5.320
5052 3.491 12.516 14.083 30.090 6.063 715 5.027 915 412 13.132
5053 2.390 9.842 9.518 21.750 4.873 392 2.561 508 228 8.562
5054 889 2.838 3.663 7.390 399 46 357 60 26 888
106
Tabla B.6 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2033. [16]
MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total
Cristóbal Rojas
5001 1.115 3.751 3.550 8.416 3.248 862 4.531 1.146 574 10.361
5002 5.292 15.312 18.837 39.441 6.029 1.619 5.544 1.713 221 15.126
5003 2.343 5.346 6.730 14.419 2.120 1.956 4.974 413 792 10.255
5004 3.875 14.554 19.604 38.033 5.605 718 4.868 901 451 12.543
5005 1.747 5.961 6.745 14.453 13.188 1.582 4.035 1.955 970 21.730
Urdaneta
5006 5.307 19.349 16.161 40.817 4.216 313 4.718 256 166 9.669
5010 4.825 11.794 13.318 29.937 5.929 374 3.210 299 191 10.003
5011 5.282 11.208 13.572 30.062 4.573 408 3.986 411 241 9.619
5012 7.539 21.130 23.476 52.145 10.861 1.021 5.869 808 521 19.080
Lander
5020 821 4.015 3.992 8.828 970 157 1.778 173 102 3.180
5021 4.106 13.896 18.297 36.299 4.731 703 5.094 734 431 11.693
5022 1.186 3.889 3.771 8.846 6.311 410 3.279 406 238 10.644
5023 12.883 27.433 33.714 74.030 3.668 645 4.650 632 373 9.968
Simón Bolívar 5030 2.643 5.835 6.970 15.448 6.561 446 3.720 639 265 11.631
5031 5.380 16.098 16.773 38.251 6.892 793 5.985 1.096 451 15.217
Independencia
5040 10.516 26.065 33.927 70.508 9.709 972 10.215 1.225 477 22.598
5041 6.147 12.650 17.307 36.104 7.865 1.783 12.588 1.845 1.291 25.372
5042 2.262 3.160 3.852 9.274 1.621 55 463 54 37 2.230
5043 15 64 0 79 188 55 405 62 43 753
5044 5.768 18.577 21.547 45.892 5.513 851 20.973 1.005 714 29.056
Paz Castillo
5050 7.334 20.066 26.774 54.174 3.157 94 2.399 125 49 5.824
5051 1.395 4.353 6.041 11.789 4.202 118 1.189 164 65 5.738
5052 2.884 13.208 14.344 30.436 6.500 786 5.361 961 432 14.040
5053 1.926 11.135 9.757 22.818 5.224 431 3.258 536 240 9.689
5054 731 2.897 3.741 7.369 428 50 480 64 28 1.050
107
APÉNDICE C: Corrientes máximas por mes de
cada circuito para el año 2008
108
Tabla C.1 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008
AÑO 2008
SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
ALVARENGA
EL CAMPITO 150 155 160 160 170 170 180 170 180 170 180 175
LA MAGDALENA 150 155 170 165 160 180 170 180 182 160 185 175
LA ESTRELLA 310 320 345 350 380 370 370 365 384 360 395 192
SAN RAFAEL 200 170 260 90 130 85 110 90 150 170 163 40
LOS OLIVOS 34 32 39 38 35 210 180 125 120 140 162 105
ALVAR. INDUSTRIAL 174 180 180 190 170 180 180 184 190 160 182 182
CHARALLAVE
AGREG. LIVIANOS 226 232 265 270 274 280 294 290 292 272 263 275
ALFAQUARZ - - - - - - - - - - - -
TACATA CUA 310 246 280 312 326 340 320 330 362 348 305 300
AMERICER 204 226 220 226 242 246 224 236 214 215 207 200
RIO TUY 285 270 305 346 335 342 341 346 360 0 354 324
SUCUA 294 298 310 312 310 360 310 318 331 336 316 314
PITAHAYA 180 201 205 211 215 221 186 164 153 275 142 139
CHARALLAVE 186 193 208 216 222 218 228 256 220 228 219 217
SIMA QUIMICA 134 158 158 180 179 154 190 206 182 184 180 176
LA RAIZA 111 106 115 125 128 136 140 142 161 160 168 163
OCUMARE II
SANTA BARBARA 252 258 285 315 330 325 308 327 337 335 330 319
SAN BASILIO 220 210 235 250 315 245 256 263 260 252 260 244
INOS I 100 92 100 92 90 92 100 94 92 96 96 92
AEROPUERTO 156 209 174 204 71 188 176 218 260 198 196 184
SAN MIGUEL 220 213 232 260 264 252 262 268 280 274 280 264
LAS MERCEDES 216 212 230 242 240 240 240 240 250 248 256 232
LA LAGUNA 204 208 216 236 280 240 236 236 245 230 232 241
F.N.C. 70 80 95 90 60 75 80 95 90 90 85 84
109
Tabla C.2 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008
AÑO 2008
SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
STA. LUCIA
LA AGUADA 60 153 70 80 45 80 75 74 72 70 75 45
SANTA LUCIA 185 190 198 195 190 220 210 205 210 210 210 207
PICHAO 280 275 295 310 125 350 350 335 370 370 350 340
PROMOTUY 110 115 116 125 125 125 125 130 130 135 135 130
LA VIRGINIA 275 280 302 300 280 325 320 340 350 340 350 345
SANTA EPIFANIA 70 80 75 70 70 68 70 80 78 72 70 80
CUA
APARAY 136 132 147 144 160 144 160 164 160 152 156 144
BELFORT GLASS 66 66 53 19 51 52 56 39 49 65 46 07
EL DELEITE 79 89 76 76 88 82 85 81 95 93 93 88
FAACA 53 54 38 38 58 73 81 83 27 70 48 39
MARIN I 91 91 89 66 88 86 75 89 70 92 115 70
MARIN II 62 87 104 71 118 90 90 99 92 93 94 57
MARIN III 112 136 124 76 128 124 124 126 104 128 92 36
TACATACA 89 88 103 105 106 94 102 115 91 115 127 116
INAVI
DOS LAGUNAS INDS 194 168 194 139 237 262 286 194 230 277 135 147
DOS LAGUNAS RES 140 145 154 154 142 165 165 232 168 170 174 148
INAVI 13 14 16 14 14 15 17 23 15 16 15 16
SOAPIRE 135 144 154 146 147 164 163 229 98 141 133 126
VISTA LINDA 18 19 24 19 19 25 27 - - - - -
TRIPLEX 101 115 107 97 116 131 140 96 152 141 69 106
LA RAIZA
CARTANAL 121 115 141 136 140 131 156 144 164 152 151 159
FRIGORIFICO 84 118 135 132 132 134 139 146 170 179 167 176
LA CHURUATA 35 36 44 38 38 44 52 54 53 99 43 43
PEÑITA 33 22 35 32 29 33 12 12 16 21 12 15
SE SUR 33 29 37 34 32 35 67 66 66 77 69 63
110
Tabla C.3 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008
AÑO 2008
SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
OCUMARE I
COLONIA MENDOZA 126 131 131 138 154 147 161 155 100 139 147 137
EL PEÑON 42 42 46 45 50 49 53 48 50 45 48 48
HOSPITAL 62 60 66 66 72 69 71 42 65 61 62 58
OCUMARE 145 142 136 161 171 169 166 170 99 142 151 137
RANGEL 04 130 124 136 134 140 147 140 130 124 134 108
VALLE VERDE 176 179 191 201 203 199 209 218 196 186 196 175
PARAISO EL PARAISO 85 103 17 90 106 136 142 135 157 150 89 88
MOPIA 156 176 182 163 183 192 204 262 185 201 188 179
SANTA TERESA I
CDAD LOZADA 127 132 117 127 154 146 154 168 169 177 131 137
GUATOPO 67 90 81 53 87 90 92 50 99 94 52 58
STA. TERESA 242 250 228 224 272 264 294 281 277 290 211 202
YARE 208 234 219 205 223 234 248 337 237 241 201 194
STA. ROSA CUA 99 103 94 139 147 139 138 144 146 142 151 132
STA. ROSA 106 102 111 136 172 152 174 183 200 177 189 178
TAZON
AVEMARIA I 29 28 28 36 37 42 47 37 30 37 29 29
AVEMARIA II 20 20 28 25 31 28 45 35 36 3 - -
PINTUY 212 220 240 209 248 232 272 248 248 244 244 188
TOCORON 9 11 12 13 19 18 7 9 13 9 13 11
111
APÉNDICE D: Resultados Obtenidos de la
Simulación del Año Base 2008 en PADEE
112
Tabla D.1 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.
No.
Nombre del Circuito
AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda
Prom. Res. %
Carga Conectada
(kW) (kVA) (kW) (kVAR)
1 CTO. ALVARENGA INDUSTRIAL S/E ALVARENGA 190.00 0.91 105 0.70 0.91 20713.00 7.02 161.84 448.38 15231.74 13698.39 6660.34
2 CTO. LOS OLIVOS S/E ALVARENGA 120.00 0.90 105 0.63 0.90 1122.50 0.25 10.00 0.84 703.28 632.73 307.01
3 CTO. SAN RAFAEL S/E ALVARENGA 170.00 0.91 105 0.68 0.91 6118.00 2.72 45.32 68.84 4265.81 3835.92 1866.24
4 CTO. LA ESTRELLA S/E ALVARENGA 395.00 0.91 105 0.71 0.91 13522.50 4.45 105.32 221.65 9911.94 8915.63 4331.07
5 CTO. MAGDALENA S/E ALVARENGA 185.00 0.90 105 0.69 0.90 6622.50 2.78 49.33 42.98 4642.71 4174.72 2031.38
6 CTO. EL CAMPITO S/E ALVARENGA 180.00 0.90 105 0.61 0.90 7297.50 1.12 47.99 25.69 4517.36 4063.14 1974.20
TOTAL S/E ALVARENGA
39272.85 35320.53 17170.24
7 CTO. AGREGADOS LIVIANOS S/E CHARALLAVE 294.00 0.899 105 0.55 0.97 24248.50 30.19 190.28 3074.17 17896.58 16084.82 7846.41
8 CTO. ALFA QUARTZ S/E CHARALLAVE 117.00 0.90 105 0.73 0.90 2000.00 1.29 15.73 11.73 1480.65 1331.44 647.77
9 CTO. TACATA S/E CHARALLAVE 362.00 0.91 105 0.80 0.91 10952.50 4.79 96.52 227.76 9083.78 8170.38 3969.87
10 CTO. AMERICER S/E CHARALLAVE 246.00 0.92 105 0.82 0.92 6995.00 7.31 65.60 265.26 6172.83 5552.72 2696.51
11 CTO. RIO TUY S/E CHARALLAVE 360.00 0.91 105 0.70 0.91 7665.00 5.17 59.99 165.43 5646.05 5077.72 2468.72
12 CTO. SUCUA S/E CHARALLAVE 360.00 0.91 105 0.46 0.91 18712.50 5.45 95.99 242.70 9033.82 8124.83 3949.32
13 CTO. CHARALLAVE S/E CHARALLAVE 228.00 0.91 105 0.42 0.91 13061.50 5.90 60.79 194.57 5720.98 5144.46 2502.82
14 CTO. PITAHAYA S/E CHARALLAVE 221.00 0.91 105 0.63 0.91 8367.50 7.35 85.10 209.28 5545.44 4987.04 2425.15
15 CTO. SIMA QUIMICA S/E CHARALLAVE 206.00 0.92 105 0.67 0.92 22391.00 10.33 175.36 1000.32 16483.63 14825.54 7205.10
16 CTO. LA RAIZA 34.5 KV S/E CHARALLAVE - - - - - - - - - - - -
TOTAL S/E CHARALLAVE
77063.75 69298.95 33711.67
17 CTO. LA LAGUNA S/E OCUMARE II 245.00 0.91 105 0.58 0.91 10030.00 6.88 65.32 193.10 6147.64 5528.78 2688.14
18 CTO. LAS MERCEDES S/E OCUMARE II 256.00 0.90 105 0.72 0.90 3375.00 2.33 26.39 28.97 2484.36 2234.56 1085.72
19 CTO. SAN MIGUEL S/E OCUMARE II 280.00 0.92 105 0.81 0.92 7841.00 10.85 112.76 432.78 7024.89 6318.28 3070.57
20 CTO. SAN BASILIO S/E OCUMARE II 263.00 0.90 105 0.72 0.90 2150.00 1.90 16.80 15.29 1581.08 1422.24 690.69
21 CTO. INOS II S/E OCUMARE II 100.00 0.90 105 0.87 0.90 2800.00 3.44 35.71 61.16 2509.42 2256.98 1096.91
22 CTO. INOS I S/E OCUMARE II 100.00 0.899 105 0.82 0.90 3000.00 3.15 35.91 55.74 2523.42 2267.77 1106.73
23 CTO. AEROPUERTO S/E OCUMARE II 209.00 0.94 105 0.63 0.94 18647.50 16.35 145.76 1332.67 13717.82 12336.53 5999.05
24 CTO. SANTA BARBARA S/E OCUMARE II 337.00 0.93 105 0.70 0.93 10772.50 17.66 89.82 629.96 8453.24 7602.50 3695.84
TOTAL S/E OCUMARE II
44441.86 39967.64 19433.65
113
Tabla D.2 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.
No.
Nombre del Circuito
AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda
Prom. Res. %
Carga Conectada
(kW) (kVA) (kW) (kVAR)
25 CTO. PICHAO S/E STA. LUCIA 370.00 0.91 105 0.71 0.91 5117.50 5.09 49.30 88.65 3764.03 3384.72 1646.67
26 CTO. STA. LUCIA S/E STA. LUCIA 220.00 0.90 105 0.75 0.90 7257.50 2.55 58.66 50.44 5521.16 4965.63 2413.66
27 CTO. LA AGUADA S/E STA. LUCIA 80.00 0.90 105 0.72 0.90 5115.00 2.80 81.72 67.21 3763.73 3384.83 1645.78
28 CTO. LA VIRGINIA S/E STA. LUCIA 350.00 0.90 105 0.73 0.90 5602.50 1.05 43.74 16.22 4116.58 3701.77 1800.86
29 CTO. SANTA EPIFANIA S/E STA. LUCIA 80.00 0.92 105 0.67 0.92 7202.50 12.25 81.33 347.25 5294.92 4762.84 2313.32
30 CTO. PROMOTUY S/E STA. LUCIA 135.00 0.91 105 0.53 0.91 6165.00 6.23 48.59 94.96 3387.46 3046.24 1481.65
TOTAL S/E STA. LUCIA
25847.86 23246.03 11301.94
35 CTO. APARAY S/E CUA 13.8 KV 164.00 0.90 105 0.73 0.90 3599.00 1.11 28.27 11.40 2660.75 2392.75 1163.74
36 CTO. FAACA S/E CUA 13.8 KV 83.00 0.90 105 0.73 0.90 7307.50 1.65 57.58 45.62 5370.51 4829.23 2349.67
37 CTO. TACATA S/E CUA 13.8 KV 116.00 0.90 105 0.74 0.90 1967.50 0.48 15.47 2.94 1456.47 1309.79 636.98
38 CTO. MARIN III S/E CUA 13.8 KV 128.00 0.90 105 0.72 0.90 10100.00 2.33 78.92 79.91 7428.06 6681.42 3245.72
39 CTO. MARIN I S/E CUA 13.8 KV 92.00 0.90 105 0.73 0.90 8234.00 1.51 92.35 52.08 6048.10 5438.77 2645.63
40 CTO. BELFORT GLASS S/E CUA 13.8 KV 66.00 0.90 105 0.73 0.90 4162.50 0.92 32.53 15.96 3061.78 2754.03 1337.84
41 CTO. EL DELEITE S/E CUA 13.8 KV 95.00 0.90 105 0.70 0.90 3317.50 2.43 29.47 30.90 2383.97 2144.29 1041.80
42 CTO.MARIN II S/E CUA 13.8 KV 118.00 0.90 105 0.72 0.90 10280.00 2.85 80.26 108.84 7553.23 6792.88 3302.74
TOTAL S/E CUA 13.8 KV
35962.87 32343.16 15724.12
43 CTO. INAVI S/E INAVI 17.00 0.90 105 0.73 0.90 1470.00 0.15 18.70 0.86 1079.70 971.63 470.84
44 CTO. VISTA LINDA S/E INAVI 27.00 0.90 105 0.73 0.90 1745.00 0.45 13.60 2.70 1280.74 1151.60 560.47
45 CTO. DOS LAGUNAS RES. S/E INAVI 71.00 0.90 105 0.73 0.90 2415.00 1.04 19.43 9.17 1781.78 1602.03 779.89
46 CTO. SOAPÍRE S/E INAVI 163.0 0.900 105 0.68 0.92 10055.00 9.28 136.42 360.70 7402.36 6658.69 3233.71
47 CTO. DOS LAGUNAS INDUSTRIAL S/E INAVI 174.00 0.91 105 0.50 0.91 13572.50 6.94 76.25 240.14 7176.44 6453.36 3139.33
48 CTO. TRIPLEX S/E INAVI 152.00 0.90 105 0.69 0.90 5404.00 2.14 47.09 43.61 3814.41 3431.05 1666.61
TOTAL S/E INAVI
22535.43 20268.36 9850.85
114
Tabla D.3 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.
No.
Nombre del Circuito
AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda
Prom. Res. %
Carga Conectada
(kW) (kVA) (kW) (kVAR)
49 CTO. CHURUATA S/E LA RAIZA 54.00 0.91 105 0.72 0.91 6067.50 2.97 47.46 76.04 4466.53 4016.41 1954.07
50 CTO. RESERVA S/E LA RAIZA
51 CTO. CARTANAL S/E LA RAIZA 164.00 0.91 105 0.51 0.91 7792.50 4.96 43.73 116.32 4115.38 3701.24 1799.22
52 CTO. FRIGORIFICO S/E LA RAIZA 179.00 0.90 105 0.73 0.90 3677.50 2.53 28.79 28.89 2710.36 2437.32 1185.56
53 CTO. LA PEÑITA S/E LA RAIZA 35.00 0.90 105 0.73 0.90 2885.00 1.39 22.66 13.41 2133.16 1918.54 932.50
54 CTO. SUR S/E LA RAIZA 77.00 0.90 105 0.47 0.90 4065.00 1.37 20.53 9.30 1932.85 1738.10 845.54
TOTAL S/E LA RAIZA
15358.29 13811.61 6716.89
55 CTO. VALLE VERDE S/E OCUMARE I 218.00 0.90 105 0.55 0.90 9815.00 1.52 77.85 36.01 5470.81 4920.42 2391.49
56 CTO. OCUMARE S/E OCUMARE I 171.00 0.90 105 0.62 0.90 6892.50 1.71 53.63 35.59 4291.42 3859.47 1876.38
57 CTO. COLONIA MENDOZA S/E OCUMARE I 161.00 0.90 105 0.71 0.90 11672.50 5.56 139.45 207.40 8582.32 7719.88 3749.63
58 CTO. EL PEÑON S/E OCUMARE I 53.00 0.91 105 0.71 0.91 9560.00 7.08 74.65 190.81 7026.16 6319.56 3070.84
59 CTO. HOSPITAL S/E OCUMARE I 72.00 0.90 105 0.48 0.90 3750.00 0.27 19.20 2.80 1807.83 1625.94 790.29
TOTAL S/E OCUMARE I
27178.54 24445.27 11878.63
60 CTO. MOPIA S/E PARAISO 201.00 0.90 105 0.67 0.90 7481.50 0.83 53.60 20.21 5045.30 4537.75 2205.41
61 CTO. PARAISO S/E PARAISO 136.00 0.90 105 0.71 0.90 10690.00 8.58 86.42 202.71 7854.56 7063.30 3435.67
TOTAL S/E PARAISO
12899.85 11601.05 5641.08
62 CTO. CIUDAD LOZADA S/E STA TERESA I 177.00 0.90 105 0.46 0.90 9452.50 1.90 47.19 31.73 4442.03 3994.88 1942.30
63 CTO. STA.TERESA S/E STA TERESA I 294.00 0.90 105 0.59 0.90 12497.50 0.60 78.45 17.15 7383.48 6638.62 3231.79
64 CTO. YARE S/E STA TERESA I 248.00 0.91 105 0.63 0.91 9332.50 7.68 66.12 210.30 6222.97 5595.98 2722.21
65 CTO. GUATOPO S/E STA TERESA I 99.00 0.91 105 0.71 0.91 17312.50 4.35 135.44 251.76 12747.14 11461.63 5578.60
TOTAL S/E STA TERESA I
30795.62 27691.11 13474.90
66 CTO. STA. ROSA S/E SANTA ROSA 189.00 0.90 105 0.50 0.90 9425.00 1.19 50.40 22.19 4743.86 4267.32 2072.25
67 CTO. CUA S/E SANTA ROSA 151.00 0.90 105 0.51 0.90 7355.00 2.38 45.35 46.15 3789.26 3408.26 1655.97
TOTAL S/E SANTA ROSA
8533.12 7675.58 3728.22
68 CTO. TOCORON S/E TAZON 13.8 KV 19.00 0.90 105 0.72 0.90 1340.00 1.27 13.92 6.58 978.72 880.40 427.54
69 CTO. AVE MARIA I S/E TAZON 13.8 KV 47.00 0.90 105 0.73 0.90 5525.00 0.83 43.20 15.03 4066.34 3656.75 1778.57
70 CTO. AVE MARIA II S/E TAZON 13.8 KV 45.00 0.90 105 0.61 0.90 1842.50 0.26 12.00 1.17 1130.18 1016.81 493.34
71 CTO. PINTUY S/E TAZON 13.8 KV 248.00 0.91 105 0.41 0.91 14661.00 6.31 69.42 169.48 6223.36 5598.02 2718.88
TOTAL S/E TAZON 13.8 KV
12398.59 11151.98 5418.33
115
APÉNDICE E: Resultados de la Demanda Total
Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC
116
Tabla E.1 Población del Año Base 2008
ZONA
DELEC
AÑO BASE 2008
POBLACIÓN EMPLEO
ABC D E BÁSICO GOBIERNO COM/SERV EDUCACIÓN SALUD
5001 1.355 2.479 2.981 2.263 532 2.920 768 384
5002 6.972 12.749 15.333 4.194 999 4.280 1.152 149
5003 2.711 5.008 5.963 1.480 1.207 4.413 299 576
5004 5.616 12.320 16.352 3.885 443 2.900 640 320
5005 2.711 4.958 5.963 9.148 976 5.720 1.408 704
5006 6.194 11.635 13.828 2.936 193 3.508 181 117
5010 5.420 10.006 12.099 4.124 231 1.570 217 140
5011 5.699 10.523 12.724 3.182 252 3.021 297 175
5012 9.807 18.106 21.894 7.558 630 4.273 590 381
5020 1.582 2.907 3.508 676 97 735 114 67
5021 7.383 13.568 16.373 3.292 434 3.409 512 302
5022 1.582 2.907 3.508 4.387 253 1.930 299 176
5023 14.502 26.651 32.162 2.551 398 3.133 469 277
5030 2.043 4.303 5.387 4.570 275 1.717 434 180
5031 5.254 10.809 13.595 4.791 489 2.875 772 320
5040 12.996 24.747 29.914 6.743 600 6.405 929 366
5041 7.386 13.454 15.738 5.470 1.100 8.117 1.405 996
5042 1.597 3.038 3.634 1.131 34 250 43 30
5043 40 60 0 131 34 300 43 30
5044 6.883 13.892 17.072 3.837 525 3.071 670 475
5050 9.993 18.009 24.362 2.202 58 925 91 36
5051 2.293 4.367 5.279 2.927 73 781 113 45
5052 4.789 10.179 12.283 4.522 485 3.868 669 302
5053 3.261 6.818 8.306 3.635 266 1.701 367 165
5054 1.245 2.646 3.193 298 31 223 43 19
117
Tabla E.1.1 Índices Utilizados para Calibración del Año Base 2008
ZONA
DELEC
INDICES UTILIZADOS (MODO USO FINAL DE LOS EQUIPOS)
[W]/persona [KVA]/persona
ABC D E BÁSICO GOBIERNO COM/SERV EDUCACIÓN SALUD
5001 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5002 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5003 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5004 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5005 555,25 413,10 137,42 2,46 0,98 0,47 0,43 0,22
5006 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5010 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5011 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5012 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5020 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5021 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5022 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5023 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5030 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5031 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5040 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5041 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22
5042 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5043 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5044 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5050 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5051 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5052 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5053 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
5054 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22
118
Tabla E.1.2 Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC
ZONA
DELEC
DEMANDA ESTIMADA DEMANDA REAL
DEMANDA TOTAL
ZONA [KVA]
DEMANDAS
PADEE [KVA]
5001 5.379,21 1.283
5002 18.610,25 19.160
5003 10.985,97 14.137
5004 20.556,21 23.866
5005 31.764,38 37.134
5006 15.034,45 11.696
5010 13.428,86 14.957
5011 14.093,92 5.459
5012 33.892,69 36.026
5020 4.532,96 6.157
5021 13.480,56 6.930
5022 11.844,84 9.294
5023 29.796,21 29.878
5030 8.192,90 8.824
5031 12.168,71 5.362
5040 32.200,29 26.436
5041 28.420,80 34.879
5042 3.811,61 464
5043 332,75 0
5044 13.702,29 8.262
5050 20.054,63 24.597
5051 6.536,64 3.341
5052 14.951,35 16.635
5053 7.828,11 3.950
5054 2.812,65 1.403
119
APÉNDICE F: Consumo Anual Per Cápita en
el los Valles del Tuy
120
Tabla F.1 Proyecciones de Población por Año para los Valles del Tuy, 1995-2010
POBLACIÓN INE
MUNICIPIOS
AÑOS
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Cristóbal Rojas - - - - - 83.568 85.408 87.269 89.153 91.011 92.824 94.615 96.369 98.083 99.765 101.426
Independencia - - - - - 137.469 140.794 144.165 147.596 150.991 154.327 157.637 160.899 164.109 167.277 170.421
Tomás Lander - - - - - 117.819 120.397 123.005 125.644 128.244 130.782 133.287 135.739 138.135 140.485 142.806
Simón Bolívar - - - - - 34.454 35.338 36.236 37.149 38.058 38.955 39.848 40.730 41.603 42.466 43.326
Urdaneta - - - - - 114.221 116.598 119.000 121.429 123.812 126.131 128.414 130.641 132.810 134.929 137.016
Paz Castillo - - - - - 90.778 93.598 96.484 99.439 102.410 105.372 108.253 111.335 114.316 117.299 120.301
TOTAL 454.742 467.948 481.223 494.565 507.982 578.309 592.133 606.159 620.410 634.526 648.391 662.054 675.713 689.056 702.221 715.296
Fuente: Instituto Nacional de Estadística. Gerencia Estadal de Estadística Miranda. [23]
Nota: Proyecciones Basadas en el Censo de Población y Vivienda 2001
http://iies.faces.ula.ve/Proyecciones_de_Poblacion/Miranda.htm
121
Tabla F.2 Histórico de las Demanda Máximas Anuales por Subestaciones
AÑOS
MÁXIMOS ANUALES [MW]
CHARALLAVE II OCUMARE II YARE SANTA LUCÍA ALVARENGA SANTA TERESA III TOTAL ANUAL [MW]
1995 44,38 19,44 28,56 11,48 9,81 33,59 147,26
1996 41,32 14,88 28,76 10,75 9,45 34,79 139,95
1997 45,28 16,97 28,04 10,10 10,36 36,80 147,55
1998 48,14 16,85 30,82 10,52 11,79 38,92 157,04
1999 45,90 22,97 27,06 10,54 10,31 40,46 157,24
2000 45,88 20,11 26,08 11,20 11,48 44,00 158,75
2001 50,67 23,17 27,98 13,75 17,49 46,26 179,32
2002 51,62 23,77 26,88 14,25 15,31 46,85 178,68
2003 50,09 25,97 25,51 15,02 12,68 44,00 173,27
2004 52,16 27,10 25,41 16,12 12,87 44,00 177,66
2005 58,65 28,40 27,63 19,26 18,90 44,47 197,31
2006 65,21 33,88 29,90 17,76 17,90 54,03 218,68
2007 70,49 38,34 30,54 18,38 23,26 50,59 231,60
2008 77,61 39,99 29,56 16,29 24,85 56,29 244,59
2009 78,20 39,78 28,82 20,88 20,20 52,06 239,95
2010 83,31 38,54 28,43 23,81 23,35 50,22 247,67
122
Tabla F.3 Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy.
AÑOS [KW]/per cápita [KVA]/per cápita
1995 0,324 0,360
1996 0,299 0,332
1997 0,307 0,341
1998 0,318 0,353
1999 0,310 0,344
2000 0,275 0,305
2001 0,303 0,336
2002 0,295 0,328
2003 0,279 0,310
2004 0,280 0,311
2005 0,304 0,338
2006 0,330 0,367
2007 0,343 0,381
2008 0,355 0,394
2009 0,342 0,380
2010 0,346 0,385
123
APÉNDICE G: Proyectos del Plan GMVV
considerados en el área de estudio.
124
Tabla G.1 Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio.
Municipio Zona
DELEC Proyecto Clase
Viviendas a
construir KVA
Cristóbal Rojas
5002 Charallave Norte Residencial 400 800
5004
Conjunto Bosque Real Residencial 420 840
Ciudad Miranda Residencial 84 168
Parque Resd. Mata Linda Residencial 480 960
5005 Altos del Dividive I Residencial 353 706
Altos del Dividive II Residencial 352 704
Urdaneta
5006 Cimas de Cúa Residencial 540 1080
5010
Ciudad Zamora Residencial 2420 4840
Altos de las Mesetas Residencial 160 320
Aparay Residencial 12720 25440
Mirador del Bosque Residencial 7 14
PTI Cúa Industrial - 26000
5011 Cima Real Residencial 180 360
5012 Colinas de Santa Bárbara Residencial 528 1056
Terraza de Humbolt Residencial 1024 2048
Tomas Lander
5021 Pueblo Nuevo Residencial 928 1856
Valle Alto II Residencial 56 112
5022 Lomas de Guadalupe I Residencial 5256 10512
Lomas de Guadalupe III Residencial 6256 12512
5023 Ezequiel Zamora Residencial 310 620
La Rivera Residencial 139 278
Simón Bolívar 5030
Ave María Residencial 312 624
La Salamanca Residencial 651 1302
CORPIVENSA Industrial - 74000
Independencia
5040
Lomas de Dos Lagunas I Residencial 128 256
Santo Domingo Residencial 40 80
Mejoremos el futuro Residencial 218 436
Urb. Las Palmeras Residencial 248 496
5041 El Triplex Residencial 3264 6528
5044 La Morena Residencial 112 224
Paz Castillo 5050 Mediterráneo Residencial 87 174
125
APÉNDICE H: Atlas Eléctricos Planteados
para los Escenarios Propuestos.
126
Figura H.1 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario I
Figura H.2 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario II
127
Figura H.3 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario III