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CAPÍTULO 4 SISTEMA PROPUESTO
4.1 SITUACIÓN PROPUESTA A CORTO Y MEDIANO PLAZO PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO En este apartado, se desarrolla el estudio del escenario propuesto; donde se llevará a cabo una
selección técnica de las alternativas con mayor factibilidad para solventar el déficit de
capacidad instalada y normalizar las condiciones de operación de los circuitos en 13,8 kV
que no cumplen con los criterios establecidos anteriormente.
4.1.1 Análisis de la condición de carga de las SS/EE
En lo que respecta a la capacidad firme y de reserva en las SS/EE del municipio San Genaro
de Boconoíto, se observa que para el período 2006-2014 las SS/EE Tinajitas y Peña Larga no
presentan autosuficiencia en lo referente a capacidad firme. Respecto a la capacidad de
reserva, en el año 2014 la S/E Tinajitas y en el período 2010-2014 la S/E Peña Larga;
presentan déficit de capacidad instalada. En este sentido, es importante indicar que para
solucionar esta problemática de capacidad instalada en las SS/EE Tinajitas y Peña Larga
pueden existir múltiples opciones; sin embargo, a continuación se ha consolidado la
alternativa que más se ajusta a los requerimientos del sistema de distribución en el municipio
San Genaro de Boconoíto:
Subestación Tinajitas:
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• Alternativa Inmediata: Esta opción consiste en aumentar la capacidad instalada de
3MVA+ 5MVA a 2x5 MVA a nivel de 34,5/13,8 kV en la S/E Tinajitas.
• Alternativa a corto y mediano plazo: Para esta opción se propone aumentar la
capacidad instalada de (2x5MVA) a (2x10MVA), con la finalidad de satisfacer el
criterio de capacidad firme de la S/E Tinajitas.
Subestación Peña Larga:
• Alternativa a corto y mediano plazo: Para esta opción se propone ampliar la
capacidad instalada de 1x10MVA a 2x10MVA a nivel de 115/13,8 kV en la S/E Peña
Larga.
En este sentido, en la Tabla 4.1 se presenta la evaluación técnica de las alternativas y en la
Tabla 4.2 las relaciones de carga y capacidad de las SS/EE al implementar estás.
Tabla 4.1 Evaluación técnica del aumento o ampliación de capacidad de las SS/EE11
Subestación
Alternativa Resultado del análisis técnico
Factibilidad Física
Observación
Tinajitas Inmediata
No satisface en su totalidad el requerimiento del sistema de distribución. Implica un racionamiento de 0.33MVA de carga a partir del año 2010, que no podrán ser atendidos con la calidad del producto técnico requerido, en caso de contingencia de una unidad de transformación en la S/E Tinajitas.
Posible Consiste en: Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34.5/13,8 kV de (1x3 + 1x5) MVA a 2x5 MVA.
Tinajitas Corto y mediano plazo Satisfactorio Posible Consiste en: Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34.5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10MVA. Peña Larga Corto y mediano plazo No satisface en su totalidad el requerimiento del sistema de distribución. Implica un racionamiento de 1,28MVA de carga a partir del año 2010 que no podrán ser atendidos con la calidad del producto técnico requerido, en caso de contingencia de una unidad de transformación en la S/E Peña Larga.
Posible Consiste en: Ampliar la capacidad instalada en la S/E Peña Larga a nivel de 34.5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10MVA.
50
De acuerdo a estos resultados, es posible determinar que las alternativas presentan las
siguientes características:
� Factibilidad de implementación dado que se cumplen con los criterios técnicos de
operación.
� Permiten atender con eficacia el aumento de la demanda por causa de su
crecimiento.
Tabla 4.2 Relación de carga máxima, capacidad firme y capacidad de reserva en las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto período 2006 – 2014, luego de implementado el aumento o ampliación de capacidad 12
S/E
CARGA MÁXIMA POR S/E
AÑO 2007
(MVA)
CAPACIDAD FIRME (MVA) /
CAPACIDAD DE
RESERVA AÑO 2007
(MVA)
CARGA MÁXIMA POR S/E
AÑO 2010 (MVA)
CAPACIDAD FIRME (MVA) /
CAPACIDAD DE RESERVA
AÑO 2010 (MVA)
CARGA MÁXIMA POR S/E
AÑO 2014 (MVA)
CAPACIDAD FIRME (MVA) /
CAPACIDAD DE
RESERVA AÑO 2014
(MVA)
Tinajitas 5,83 0,67/4,17 6,83 6,17/13,2 8,21 4,79/11,79
Peña
Larga 7,35 0/2,65 10,28 2,72/9,72 14,28 -1,28/5,72
En el año 2007 el aumento de la capacidad instalada a 2x5MVA satisface el requerimiento de
capacidad firme; para de esta manera, suplir la totalidad de la demanda en condiciones de
emergencia (pérdida de una unidad de transformación). En los años 2010- 2014, el aumento
de la capacidad instalada de 2x5MVA a 2x10MVA, satisface totalmente la demanda de
energía.
Para lograr la capacidad firme de la S/E Peña Larga administrada por la zona Barinas de
C.A.D.A.F.E, se sugiere aumentar la capacidad de 10MVA a 2x10MVA y balancear las cargas
por cada transformador. Respecto al déficit en capacidad firme de la S/E Peña Larga, esta
energía puede ser recuperada a través de circuitos aledaños a la S/E, mediante pasajes de
carga.
51
Adicionalmente esta previsto implementar regulación suplementaria en las barras de 13,8 kV
de la S/E Tinajitas (ver anexo 2); todo esto en consideración de la falta de regulación
automática en el transformador 115/34,5 kV de la S/E Guanare y en el transformador
34,5/13,8KV de la subestación Tinajitas.
4.1.2 Análisis de la condición de operación de la red en 13,8 kV.
En la Situación Actual, se observa que uno de los problemas más críticos, estaba referido a la
caída de tensión de los circuitos en 13,8 kV del municipio San Genaro de Boconoíto; sin
embargo, al transferir carga entre los circuitos se obtiene una nueva distribución de la
demanda, con la cual, se cumple con los parámetros de calidad exigidos en condiciones
normales de operación. A continuación en la Tabla 4.3, se presenta la demanda definitiva de
los circuitos al transferir carga, en relación con la situación propuesta:
Tabla 4.3 Transferencia de carga de los circuitos 13,8kV13
TRANSFERENCIA
AÑO CIRCUITO DEMANDA
(A)
DEMANDA ENTREGADA
(A)
DEMANDA RECIBIDA
(A)
DEMANDA DESPUES DE LA
TRANSFERENCIA (A)
Boconoíto Nuevo 152 7 145
Sun Sun 51 13 38 2008
Tinajitas 36 20 55
Boconoíto Nuevo 159 7 152
Sun Sun 54 14 40 2009
Tinajitas 38 21 58
Boconoíto Nuevo 167 18 149
Sun Sun 57 14 43
Tinajitas 40 32 73
Templo Votivo 78 18 60
2010
Quebrada de la Virgen
54 18 72
Boconoíto Nuevo 174 20 154
Sun Sun 60 15 45
Tinajitas 42 35 77
Templo Votivo 82 19 63 2011
Quebrada de la Virgen
57 19 76
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Continuación Tabla 4.3 TRANSFERENCIA
AÑO CIRCUITO DEMANDA
(A)
DEMANDA ENTREGADA
(A)
DEMANDA RECIBIDA
(A)
DEMANDA DESPUES DE LA
TRANSFERENCIA (A)
Boconoíto Nuevo 182 22 160
Sun Sun 63 16 47
Tinajitas 44 38 79
Templo Votivo 86 20 66 2012
Quebrada de la Virgen
60 20 80
Boconoíto Nuevo 189 23 166
Sun Sun 66 17 49
Tinajitas 46 40 83
Templo Votivo 90 21 69 2013
Quebrada de la Virgen
63 21 84
Boconoíto Nuevo 197 24 173
Sun Sun 69 18 51
Tinajitas 48 42 86
Templo Votivo 93 22 71 2014
Quebrada de la Virgen
65 22 87
Al realizar pasajes de carga entre los circuitos se observa una diferencia entre la demanda
actual y la demanda después de la transferencia de carga debido a las pérdidas existentes en el
sistema. Luego de efectuar los pasajes de carga entre los circuitos e instalar reguladores, las
condiciones definitivas de operación del sistema en el municipio San Genaro de Boconoíto, se
destacan a continuación en la Tabla 4.4:
Tabla 4.4 Características de operación de las SS/EE 2007-201414
S/E POTENCIA INSTALADA
(MVA) AÑO CARGA MÁXIMA (MVA)
FACTOR DE UTILIZACIÓN (%)
T1 3,49 70 T2 2,34 47
T1 = 5 T2 = 5
T1 + T2 = 10
2007
T1 + T2 5,83 58 T1 4,89 49 T2 2,39 24 2010
T1 + T2 7,28 36 T1 5,82 58 T2 2,86 29
Tinajitas T1 = 10 T2 = 10
T1 + T2 = 20 2014
T1 + T2 8,68 41 2007 T1 7,35 74 2010 T2 9,78 49 Peña Larga
T1 = 10 T2 = 10
T1 + T2 = 20 2014 T1 + T2 13,71 69
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Estos resultados, indican la efectividad en la distribución definitiva de carga de los circuitos;
resultando satisfactoria la potencia instalada en las SS/EE Tinajitas y Peña Larga, como
consecuencia de la Situación con Proyecto, por lo tanto, se requiere ahora verificar la
condición del sistema de distribución en 13,8 kV para los años 2007- 2014; y en este sentido, a
continuación en las Tablas 4.5, 4.6 y 4.7 se presentan los resultados del funcionamiento del
sistema presente (2007), a corto (Año 2010) y mediano plazo (Año 2014).
Tabla 4.5 Características de operación de los circuitos (13,8/34,5) kV Año 200715
AÑO 2007
S/E CIRCUITOS CARGA
MÁXIMA (MVA)
MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN
(%)*
MÍNIMO VOLTAJE
(kV)
MÁXIMA CARGA
DEL CONDUCTOR
(%)
PÉRDIDAS (kW)
San Nicolás 1,23 8,03 13,32 20,45 62,70 Sun Sun 1,23 10,27 13,00 20,48 73,82 Tinajitas 0,85 2,17 14,17 18,58 13,02
Quebrada de la Virgen
1,15 5,20 13,74 18,58 36,15
Tinajitas
Templo Votivo 1,66 9,65 13,09 27,60 103,20 Peña Larga
Boconoíto Nuevo 3,63 10,28 13,00 59,89 220,18
Guanare Tinajitas 34,5kV 7,16 6,70 13,52 30,06 295,65 * Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.
Tabla 4.6 Características de operación de los circuitos (13,8/34,5) kV Año 201016
AÑO 2010
S/E CIRCUITOS CARGA
MÁXIMA (MVA)
MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN
(%)*
MÍNIMO VOLTAJE
(kV)
MÁXIMA CARGA
DEL CONDUCTOR
(%)
PÉRDIDAS (kW)
San Nicolás 1,43 4,71 13,81 23,77 81,48 Sun Sun 1,08 7,33 13,43 17,93 46,8 Tinajitas 1,84 8,29 13,29 40,63 88,94
Quebrada de la Virgen
1,81 8,41 13,27 29,33 96,18
Templo Votivo 1,51 8,15 13,31 25,06 79,69
Tinajitas Repsol Edf. Adm. 1,00 1,40 14,29 14,28 10,07
Peña Larga Boconoíto Nuevo 3,75 5,10 13,75 61,78 215,95
Guanare Tinajitas 34,5kV
1,00 1,11 35,82 22,20 6,25
Las Flores Tinajitas Nuevo
34,5kV 8,68 7,30 33,57 36,42 392,80
* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.
54
Tabla 4.7 Características de operación de los circuitos (13,8/34,5) kV Año 201417
AÑO 2014
S/E CIRCUITOS CARGA
MÁXIMA (MVA)
MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN*
(%)
MÍNIMO VOLTAJE
(kV)
MÁXIMA CARGA
DEL CONDUCTOR
(%)
PÉRDIDAS (kW)
San Nicolás 1,73 5,73 13,66 28,80 119,00 Sun Sun 1,28 8,85 13,21 21,28 66,10 Tinajitas 2,16 9,78 13,07 47,90 123,80
Quebrada de la Virgen
2,19 10,20 13,01 35,51 141,30
Templo Votivo 1,79 9,66 13,09 29,69 111,92
Tinajitas Repsol Edf. Adm. 1,00 1,40 14,29 14,28 10,07
Peña Larga Boconoíto Nuevo 4,36 5,92 13,63 71,80 289,40
Guanare Tinajitas 34,5kV
1,00 1,11 35,82 22,20 6,25
Las Flores
Tinajitas Nuevo 34,5kV
10,20 8,57 33,12 42,81 542,60
* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %. Cabe destacar que en el año 2007 los circuitos que distribuyen energía al municipio en estudio,
se encuentran dentro del rango permisible en cuanto a caída de tensión y carga del conductor.
La obra a ejecutar es la instalación de banco de capacitares para corrección del factor de
potencia en los circuitos San Nicolás y Sun Sun.
Estos nuevos resultados en los años 2010 y 2014, indican la normalización de las condiciones
de operación de los circuitos Sun Sun (S/E Tinajitas), Templo Votivo (S/E Tinajitas) y
Boconoíto Nuevo (S/E Peña Larga), denotando una mejora sustancial en la eficiencia del
sistema, donde es necesario destacar la incorporación de nuevas obras en el año 2014 para
solventar los problemas de los circuitos reflejados en la situación actual, logrando el
cumplimiento de los criterios establecidos de mínimo voltaje en los alimentadores.
El requerimiento principal para propiciar esta situación es la instalación en el año 2014 de
reguladores de tensión en los circuitos San Nicolás de la S/E Tinajitas y Boconoíto Nuevo de
la S/E Peña Larga.
55
4.1.3 Condiciones de operación de seccionadores en el municipio San Genaro de Boconoíto. De acuerdo a la nueva distribución de energía eléctrica, se muestran a continuación en la Tabla
4.8 las condiciones de operación de los seccionadores después de realizar los pasajes de carga
entre los circuitos de distribución del municipio.
Tabla 4.8 Operaciones del sistema (apertura y cierre de seccionadores) durante el período 2007- 201418
AÑO EQUIPO Nº
POSTE ESTADO ACTUAL
ESTADO PROPUESTO
CIRCUITO SUBESTACIÓN
UBICACIÓN
2008 Seccionador S/N NC NA Sun Sun
S/E Tinajitas
Punto ubicado en el Sector Flor Amarilla
2008 Seccionador S/N NA NC Tinajitas
S/E Tinajitas
Punto cercano al Sector Sabaneta de Trinidad.
2010 Seccionador S/N NA NC Quebrada de la
Virgen S/E Tinajitas
Antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito enlace actual entre el circuito Quebrada de la Virgen y Templo Votivo
2010 Seccionador S/N NA NC Tinajitas
S/E Tinajitas
Antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria Ginemar
4.1.4 Resumen de la situación propuesta a corto y mediano plazo para el sistema de distribución de energía eléctrica del municipio San Genaro de Boconoíto Los resultados de la “Situación Propuesta”; se pueden consolidar en torno a los siguientes
aspectos:
• Normalización de los porcentajes máximos de utilización de las SS/EE.
• La situación de algunas contingencias simples, como la salida de una unidad de
transformación a nivel de las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto,
no provoca condiciones de racionamiento de carga, porque existe la capacidad
de suplir la demanda afectada y se mantiene la calidad del producto técnico.
56
• Adecuación de los equipos instalados en las SS/EE, para optimizar su
explotación.
• Cumplimiento de los niveles de voltaje y carga, establecidos como criterios
para la red de distribución en 13,8 kV.
Estas consideraciones técnicas, revelan que la “Situación Propuesta” a Corto y Mediano
Plazo en el sistema de distribución de energía eléctrica en el municipio San Genaro de
Boconoíto; cumple con las exigencias de los criterios C.A.D.A.F.E y la L.O.S.E,
satisfaciendo el crecimiento de la demanda y fortaleciendo la prestación del servicio
eléctrico durante el período 2007-2014.
4.2 ANÁLISIS DE LA CONDICIÓN DE OPERACIÓN DE LA RED EN (34,5 Y 13,8) KV EN SITUACIÓN DE EMERGENCIA EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO Al simular fallas al inicio y mitad de la troncal de los circuitos distribuidores de energía en el
municipio San Genaro de Boconoíto, el problema más crítico está referido a la caída de
tensión. En este sentido, es importante reseñar que para solucionar esta problemática, se
requiere transferir carga entre los circuitos e instalar reguladores de tensión en los
alimentadores en 13,8 kV; para suplir la demanda en contingencia. De igual forma, cuando se
optimizan las transferencias de carga, en caso de presentarse la problemática de cargabilidad
de los conductores en los circuitos, se enfoca la solución al cambio de conductor.
De acuerdo a las acciones correctivas mencionadas, los requerimientos de operación de los
circuitos de distribución de energía en el municipio San Genaro de Boconoíto en caso de
contingencia, se destacan a continuación en las Tablas 4.9, 4.10 y 4.11
4.2.1 Operaciones del sistema (apertura y cierre de seccionadores) durante el período 2007-2014 para atender situación de emergencia
57
Tabla 4.9 Operación en situación de emergencia Año 200719
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
%Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
San Nicolás
Inicio de la troncal
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
5,89 13,63 33,89 100
San Nicolás
Mitad de la troncal
Sun Sun S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado
en el Sector la morita
después del ramal que
alimenta LA UCV
8,39 13,27 40,20 79,59
Sun Sun Inicio de la
troncal San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Sun Sun
7,93 13,34 38,08 100
Tinajitas S/E Tinajitas
Apertura de seccionadores S/N ubicado
antes del ramal que
alimenta a la Agropecuaria
Ginemar
10,60 12,95 37,34
Sun Sun
Mitad de la troncal
Boconoíto Nuevo
S/E Peña Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado en Sabaneta
de Trinidad al final del
circuito de la Agropecuaria
Ginemar
4,72 13,81 57,23
51,02
Tinajitas Inicio de la
troncal
Templo Votivo
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
7,21 13,44 36,06 100
58
Continuación Tabla 4.9 Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
%Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
Tinajitas Mitad de la troncal
Boconoíto Nuevo
S/E Peña Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado después del
ramal alimenta a la Agropecuaria
Ginemar
5,88 13,64 65,63 32,35
Quebrada de la
Virgen
Inicio de la troncal
San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
5,74 13,66 33,89 100
Quebrada de la
Virgen
Mitad de la troncal
Templo Votivo
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado
antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito,
Punto de unión entre los circuitos
Templo Votivo y
Quebrada de la Virgen
5,74 13,66 33,89 63,04
Templo Votivo
Inicio de la troncal
Tinajitas S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
8,64 13,24 42,23 100
Templo Votivo
Inicio de la troncal
Tinajitas S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
8,64 13,24 42,23 100
59
Continuación Tabla 4.9 Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
% Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
Templo Votivo
Mitad de la troncal
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado
antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria el Rapidito,
Punto de unión entre los circuitos
Templo Votivo y
Quebrada de la Virgen
10,63 12,95 54,92 95,65
Boconoíto Nuevo
Inicio de la troncal
Agroisleña S/E Peña
Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la
S/E Peña Larga enlace
entre los circuitos
Boconoíto Nuevo y
Agroisleña
10,11 13,03 100,21 100
Boconoíto Nuevo
Mitad de la troncal
Agroisleña S/E Peña
Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado a
la altura de Puente Páez perteneciente
al circuito Agroisleña
11,30 12,85 102,43 100
* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.
Tabla 4.10 Operación en situación de emergencia Año 201020
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
% Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
San Nicolás
Inicio de la troncal
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
7,29 13,43 46,14 100
60
Continuación Tabla 4.10
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
% Máxima Caída de Tensión *
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
San Nicolás
Mitad de la troncal
Sun Sun S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado
en el Sector la Morita
después del circuito ramal que alimenta
LA UCV
8,26 13,29 40,18 84,21
Sun Sun Inicio de la
troncal San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Sun Sun
4,53 13,83 35,70 100
Sun Sun Mitad de la
troncal San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector Sabanetica después del
circuito ramal que alimenta
a la Agropecuaria
Don Rafa
7,72 13,37 38,06 65,11
Tinajitas Inicio de la
troncal
Templo Votivo
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
7,24 13,44 47,97 100
Tinajitas Mitad de la troncal
Sun Sun S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector
Flor Amarilla
9,51 13,11 28,84 31,51
Quebrada de la
Virgen
Inicio de la troncal
San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
7,80 13,36 46,47 100
61
Continuación Tabla 4.10
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
% Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
Quebrada de la
Virgen
Mitad de la troncal
Templo Votivo
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el sector
Quebrada de la Virgen
11,41 12,84 54,61 72,22
Templo Votivo
Inicio de la troncal
Tinajitas S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la S/E Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
7,78 13,36 55,98 100
Templo Votivo
Mitad de la troncal
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el sector
Quebrada de la Virgen
12,93 12,61 67,01 95,00
Boconoíto Nuevo
Inicio de la troncal
Agroisleña S/E Peña
Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la
S/E Peña Larga enlace
entre los circuitos
Boconoíto Nuevo y
Agroisleña
10,21 13,01 100,75 100
Boconoíto Nuevo
Mitad de la troncal
Agroisleña S/E Peña
Larga
Cierre de seccionadores S/N ubicado a
la altura de Puente Páez del circuito Agroisleña
11,44 12,83 103,04 100
Tinajitas Nuevo
34,5 kV
Inicio de la troncal
Tinajitas 34,5 kV
S/E Guanare
Cierre de seccionadores a la altura del circuito ramal de la Planta
de Potabilización
9,23 13,15 40,99 100
Tinajitas Nuevo
34,5 kV
Mitad de la troncal
Tinajitas 34,5 kV
S/E Guanare
Cierre de seccionadores a la altura del circuito ramal de la Planta
de Potabilización
9,23 13,15 40,99 100
* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.
62
Tabla 4.11 Operación en situación de emergencia Año 201421
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
%Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2))
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
San Nicolás
Inicio de la troncal
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
8,70 13,23 56,12 100
San Nicolás
Mitad de la troncal
Sun Sun S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado
en el Sector la Morita
después del ramal que
alimenta LA UCV
10,22 13,00 49,52 84,06
Sun Sun Inicio de la
troncal San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Sun Sun
5,71 13,66 42,88 100
Sun Sun Mitad de la
troncal San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector Sabanetica después del ramal que
alimenta a la Agropecuaria
Don Rafa
9,31 13,14 45,67 66,67
Tinajitas Inicio de la
troncal
Templo Votivo
S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
8,60 13,24 56,61 100
63
Continuación Tabla 4.11
Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
% Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
Tinajitas Mitad de la troncal
Sun Sun S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el Sector
Flor Amarilla
10,18 13,01 34,27 32,56
Quebrada de la
Virgen
Inicio de la troncal
San Nicolás S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
San Nicolás y Quebrada de
la Virgen
9,23 13,15 56,05 100
Apertura de seccionadores S/N ubicado
antes de circuito
alimentador de la
Agropecuaria el Rapidito
Templo Votivo
S/E Tinajitas
8,76 13,22 39,92 72,41
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el sector
Quebrada de la Virgen
Quebrada de la
Virgen
Mitad de la troncal
La Colonia S/E Las Flores
Cierre de seccionadores
047767 ubicado en las cercanías del puente sobre
el río Guanare
9,82 13,14 92,23 72,41
Templo Votivo
Inicio de la troncal
Tinajitas S/E Tinajitas
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación
Tinajitas enlace entre los circuitos
Templo Votivo y Tinajitas
9,15 13,16 66,08 100
64
Continuación Tabla 4.11 Circuito en Emergencia
(1)
Tipo de Emergencia
Circuito(s) al Auxilio (2)-
S/E Operación(es)
%Máxima Caída de Tensión*
(2)
Mínimo Voltaje
(kV) (2)
% Máxima Utilización
del Conductor (2)
% de Carga Transferido
(1)
Apertura de seccionadores S/N ubicado
antes de circuito
alimentador de la
Agropecuaria el Rapidito
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas
10,50 12,97 51,67
Cierre de seccionadores S/N ubicado en el sector
Quebrada de la Virgen
Templo Votivo
Mitad de la troncal
La Colonia S/E Las Flores
Cierre de seccionadores
047767 ubicado en las cercanías del puente sobre
el río Guanare
9,98 13,04 93,76
95,77
Boconoíto Nuevo
Inicio de la troncal
Agroisleña
Cierre de seccionadores S/N ubicado a la salida de la subestación Peña Larga enlace entre los circuitos Boconoíto Nuevo y
Agroisleña
11,22
12,86 110,75 100
Boconoíto Nuevo
Mitad de la troncal
Agroisleña
Cierre de seccionadores S/N ubicado a
la altura de Puente Páez perteneciente
al circuito Agroisleña
10,79 12,93 41,69 100
Tinajitas Nuevo
34,5 kV
Inicio de la troncal
Tinajitas 34,5 kV
S/E Guanare
Cierre de seccionadores a la altura del circuito ramal de la Planta
de Potabilización
10,79 12,93 47,69 100
Tinajitas Nuevo
34,5 kV
Mitad de la troncal
Tinajitas 34,5 kV
S/E Guanare
Cierre de seccionadores a la altura del circuito ramal de la Planta
de Potabilización
10,79 12,93 47,69 100
* Caída de tensión respecto a 14,49 kV; considerando una regulación en barra del 5 %.
65
Estos nuevos resultados en los años 2007-2014, indican la normalización de las condiciones de
operación de los circuitos en condiciones de emergencia, denotando una mejora sustancial en
la eficiencia del sistema, donde es necesario destacar la incorporación de nuevas obras, para
solventar los problemas de los circuitos reflejados en la situación de fallas al inicio y mitad de
la troncal, logrando el cumplimiento de los criterios establecidos de mínimo voltaje en los
circuitos en condiciones de emergencia.
En este sentido, en el año 2007 se requiere la instalación de reguladores monofásicos de
tensión en 13,8kV en los circuitos Sun Sun, Templo Votivo, Quebrada de la Virgen de la S/E
Tinajitas y en el circuito Boconoíto Nuevo S/E Tinajitas. Para el 2010 la obra a ejecutar es la
instalación de reguladores monofásicos en el circuito San Nicolás de la S/E Tinajitas.
4.2.2 Resumen de la situación en condiciones de emergencia a corto y mediano plazo para el sistema de distribución de energía eléctrica en el municipio San Genaro de Boconoíto Los resultados de la “Situación en Condiciones de Emergencia”; se pueden consolidar en
torno a los siguientes aspectos:
• La situación en contingencias a la salida de un circuito y en la mitad de su
troncal, no provoca condiciones de racionamiento de carga, porque existe la
capacidad de suplir la demanda afectada y se mantiene la calidad del producto
técnico.
• Ante las contingencias simples (n-1) se cumple con los niveles de voltaje y
carga establecidos como criterios, para la red de distribución en 13,8 kV.
4.3 AJUSTES DE PROTECCIONES PROPUESTAS EN SS/EE PARA LOS CIRCUITOS DEL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO Los ajustes de tap y dial están basados en los criterios de coordinación de protecciones;
adicionalmente se considera la implementación de la tecnología actualizada, con el fin de
seguir una secuencia entre los tiempos de operación de los diferentes elementos de
66
protección para preservar la selectividad del sistema de protección y lograr un despeje
inmediato de la falla.
4.3.1 SELECCIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN A continuación en las Tablas 4.12, 4.13 y 4.14, se muestran las corrientes en barras y las
corrientes de cortocircuito para la selección de los elementos de protección en los circuitos de
distribución
Tabla 4.12 Mínimo niveles de cortocircuitos en las barras de las subestaciones22
Barra Subestación 3Φ (A) 1Φ (A) 13,8 kV Tinajitas Tx 5 MVA (6%) 1651 2002 13,8 kV Tinajitas Tx 3 MVA (5.69%) 1295 1501 13,8 kV Pena Larga 10 MVA (9.93%) 3841 3275 34,5 kV Tinajitas 1260 475 34,5 kV Guanare Tx 40MVA (4,95%) 8032 3653
Tabla 4.13 Mínimo niveles de cortocircuitos para las resistencias de contactos R = 0 ΩΩΩΩ y R = 40 ΩΩΩΩ en los circuitos San Nicolás, Quebrada de la Virgen, Boconoíto Nuevo y Tinajitas 34,5kV
Circuitos Mínimo nivel de cortocircuito 3Φ (A) 2Φ (A) 1Φ (A)
R = 0 Ω 228 197 135 San Nicolás
R = 40 Ω 109 94 94 R = 0 Ω 394 341 216 Quebrada de la
Virgen R = 40 Ω 137 118 128 R = 0 Ω 502,7 435,4 309,5
Boconoíto Nuevo R = 40 Ω 147,7 127,9 124,8 R = 0 Ω 985 853 362
Tinajitas 34,5 kV R = 40 Ω 342 295 248
Tabla 4.14 Valores de cortocircuito trifásico del primer ramal del troncal de los circuitos San Nicolás, Quebrada de la Virgen, Boconoíto Nuevo y Tinajitas 34,5kV
Circuitos Mínimo nivel de cortocircuito 3Φ (A) 1Φ (A) San Nicolás R = 0 Ω 766 352
Quebrada de la Virgen R = 0 Ω 1066,3 489 Boconoíto Nuevo R = 0 Ω 1500 921
67
Circuito San Nicolás y Quebrada de la Virgen
Fusibles
Para los circuitos San Nicolás y Quebrada de la Virgen, los niveles de cortocircuitos no
exceden 1340 A, a lo largo de la troncal y ramificaciones por tal motivo se utiliza la secuencia
de fusibles 40K-20K (par de fusibles establecido por la empresa para subestaciones 34,5/13,8
kV).
Reconectador - Corriente de Arranque
• Circuito San Nicolás TC = 300/1
Por fase
Conductor de la troncal 1/0 ARV (240 A)
Iarr = 1,2 x In =1,2 x 240= 288 A
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 766 = 914 A
I cc PTR = Corriente de cortocircuito del primer ramal del troncal
Al observar la corriente de arranque establecida por las características del conductor (240 A) y
las corrientes mínima de cortocircuito trifásica (228 A) y bifásica (197A) para la detección de
estas fallas, la corriente de arranque debe ser la menor, en este caso la establecida por la
corriente de cortocircuito bifásica 197 A.
TAP = (197 x 1)/300 = 0,65 TAP= 0,6 K= 1,5
Por tierra
Iarr = I 1Φ = 94 A
TAP = (94 x 1)/300 = 0,31 TAP= 0,3 K= 1,5
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 352 = 422 A
68
• Circuito Quebrada de la Virgen TC = 300/1
Por fase
Conductor de la troncal 1/0 ARV (240A)
Iarr = 1.2 x In =1.2 x 240= 288 A
TAP = (288 x 1)/300 = 0,96 TAP= 1 K= 1,5
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 1066,3 = 1279,56 A
Por tierra
Iarr = I 1Φ = 128 A
TAP = (128 x 1)/300 = 0,42 TAP= 0,4 K= 1,5
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 489 = 586 A
Relé de sobrecorriente (Interruptor o disyuntor)
• Circuito San Nicolás (Fase) TC = 1000/500/1 Tx = 3 MVA
In = kVx3
MVA= A50
13,8.10x 3
3.103
6
=
TAP = (50 x 1)/500 = 0.1 K= 1,5
Unidad Instantánea: Nivel de cortocircuito en la barra = 1295 A
• Circuito Quebrada de la Virgen (Fase) TC = 100/5 Tx = 5 MVA
In = kVx3
MVA= A50
13,8.10x 3
5.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (83.76 x 5)/100 = 4.18 TAP= 5 K= 2
Unidad Instantánea: Nivel de cortocircuito en la barra = 1295 A
69
Circuito Boconoíto Nuevo Fusibles
Para el circuito Boconoíto Nuevo, los niveles de cortocircuitos no exceden 1340 A, a lo largo
de la troncal y ramificaciones por tal motivo se utiliza la secuencia de fusibles 40K-20K (par
de fusibles establecido por la empresa para subestaciones 34,5/13,8 kV).
Relé de sobrecorriente
� Circuito Boconoíto Nuevo TC =200/5 Por fase
Conductor de la troncal 1/0 ARV (240A)
Iarr = 1,2 x In =1,2 x 240= 288 A
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (288 x 5)/200 = 7,2 TAP= 5 K= 2
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 1500 = 1800 A
Por tierra
Iarr = I 1Φ = 124 A
Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4
TAP = (124 x 5)/200 = 3,1 TAP= 3 K= 2
Unidad Instantánea: I= 1,2 x I cc PTR = 1,2 x 921 = 1105 A
� Lado de Baja Tensión TC = 500/5 Tx = 10 MVA
Por fase
In BT = kVx3
MVA= A418,37
13,8.10x 3
10.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
70
TAP = (418.37 x 5)/500 = 4,18 TAP= 5 K= 2
Por tierra
Iarr = 30% In Tx = 30 % (418,37) = 125,5 A
Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4
TAP = (125,5 x 5)/500 = 1,25 TAP= 1,5 K= 2
� Lado de Alta Tensión TC = 100/5 Tx = 10 MVA
In AT = kVx3
MVA= A50,26
115.10x 3
10.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (50.26 x 5)/100 = 2,51 TAP= 3 K= 2
� Protección por Interruptor (enlace) TC= 300/5 Tx 1 = 10 MVA Tx 2 = 20 MVA
In AT Tx1 = kVx3
MVA= A50,26
115.10x 3
10.103
6
=
In AT Tx2 = kVx3
MVA= A52,100
115.10x 3
20.103
6
=
In AT Txt = In AT Tx1 + In AT Tx2 = 50,26 +100,52 =150,78 A
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (150,78 x 5)/300 = 2,51 TAP= 2,5 K= 2
Circuito Tinajitas 34,5 kV
Fusible
Protección del circuito ramal del circuito de la planta de potabilización fusible de 65K
71
Relé de sobrecorriente
� Circuito Quebrada de la Virgen (Circuito más desfavorable) TC = 100/5 Tx = 5 MVA
Por fase
In = kVx3
MVA= A83,77
34,5.10x 3
5.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (83.76 x 5)/100 = 4.18 TAP= 5 K= 2
Unidad Instantánea: Nivel de cortocircuito en la barra = 1260 A
Por tierra
Iarr = 30% In Tx = 30 % (83,77) = 25 A
Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4
TAP = (25 x 5)/100 = 1,25 TAP= 1,2 K= 2 � Circuito Tinajitas 34,5 kV TC = 300/5
Por fase
Conductor de la troncal 4/0 ARV (340A)
Iarr = 1,2 x In =1,2 x 340= 408 A
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (408 x 5)/300 = 6,8 TAP= 6 K= 2
Por tierra
Iarr = I 1Φ = 248 A TAP = 4
Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4
Iarr = (248 x 5) /300 = 4,13 A TAP = 3 K= 2
72
� Circuito Biscucuy 34,5 kV (Datos suministrado por la Coordinación de Planificación)
Por fase
TC = 300/5 TAP = 6 DIAL = 0,2 Unidad Instantánea = 3700 A
Por tierra
TC = 300/5 TAP = 2,2 DIAL = 0,2 Unidad Instantánea = 2000 A
� Lado de Baja Tensión TC = 300/5 Tx = 20 MVA Por fase
In BT = kVx3
MVA= A335,09
34,5.10x 3
20.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (335,09 x 5)/300 = 5,58 TAP= 6 K= 2
Por tierra
Iarr = 30% In Tx = 30 % (335,09) = 100,53 A
Rango de TAP = 1; 1,2; 1,5; 2; 2,4; 3; 4
TAP = (100,53 x 5)/300 = 1,67 TAP= 2,4 K= 2
� Lado de Alta Tensión TC = 100/5 Tx = 20 MVA
In AT = kVx3
MVA= A100,52
115.10x 3
20.103
6
=
Rango de TAP = 2,5; 3; 3,75; 5; 6; 7,5; 10
TAP = (100,52 x 5)/100 = 5.026 TAP= 6 K= 2
� Protección por Interruptor (enlace) TC= 300/5 Tx 1 = Tx 2 = 20 MVA
73
In AT Tx1 =In AT Tx2 = kVx3
MVA= A52,100
115.10x 3
20.103
6
=
In AT Txt = In AT Tx1 + In AT Tx2 = 100,52 +100,52 = 201,04 A
TAP = (201.04 x 5)/300 = 3.35 TAP= 4 K= 2
A continuación en las Tablas 4.15 y 4.16, se muestran los ajustes propuestos para lograr la
selectividad de los elementos de protección. Los Gráficos 4.1, 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6, 4.7 y
4.8 muestran la coordinación propuesta por fase y tierra de los elementos de protecciones del
sistema de distribución del municipio San Genaro de Boconoíto:
74
75
76
77
78
79
80
Análisis de resultados Para una falla de 500 A en el circuito San Nicolás (gráfico 4.1) se observa que el tiempo de
máximo despeje del fusible protector 20K es de 0,05 s y para la misma falla el tiempo de
mínima fusión del fusible protegido 40K es de 0,14s respetando el criterio de coordinación
entre fusible y fusible. Para la coordinación entre fusible – reconectador, el fusible protegido
40 k actúa para un tiempo de 0,2 s y el reconectador de 0,7s, siendo este mayor al tiempo de
actuación del fusible de 40K; en la coordinación entre reconectador y relé, el tiempo de
actuación es de 0.7s para el reconectador es menor al tiempo de actuación del relé de
sobrecorriente 1.7 s, permitiendo un selectividad de los elementos de protecciones respecto el
tiempo.
La detección de una falla monofásica de 200 A en el circuito San Nicolás (gráfico 4.2) es
detectada por el fusible de 20k en 0,25 s; elemento inmediato de actuación, en caso de que la
falla persista el fusible de 40k actúa como protección de respaldo , en caso contrario el
reconectador actuará en un tiempo de 4.4 s.
Para el circuito Quebrada de la Virgen (gráfico 4.3) los tiempos de actuación de los
dispositivos de protección para una falla de 700 A son: fusible de 20k curva de máximo
despeje 0,35 s; fusible de 40K curva de mínima fusión 0,7 s; fusible de 40k curva de máximo
despeje 1s; reconectador numérico 0,8 s; réle de sobrecorriente 3 s. Al observar los tiempos de
actuación de los dispositivos de protección presente en el circuito de distribución Quebrada de
la Virgen se garantiza la selectividad de los elementos en el tiempo, es decir, que el elemento
mas cercano a la falla en este caso el fusible de 20K actúa en el menor tiempo y como respaldo
el fusible de 40k, seguidamente el reconectador y por último el relé de sobrecorriente, en caso
de que la falla persita.
En el circuito Quebrada de la Virgen (gráfico 4.4) los elementos de protección presenten
aguas abajos son los fusibles y aguas arribas el reconectador para una falla tierra. Al ocurrir
una falla de 300 A, el primer dispositivo en actuar es el fusible de 20K en 0,14s; el segundo el
81
fusible de 40k en 0.58 s y como tercer elemento de protección el reconectador con un tiempo
de 2,9 s; en caso de que la falla persista.
Para una falla de 1700 A en el circuito Boconoíto Nuevo (gráfico 4.5) el fabricante no
garantiza la actuación del fusible de 20K (Coordinan hasta 1100A), el fusible de 40K despeja
la falla existente en un tiempo de 0.035 s, como protección de respaldo a esta falla actúa el
relé de sobrecorriente del circuito Boconoíto Nuevo, en un tiempo de 0,38 s; si está persiste el
relé de sobrecorriente del lado de baja tensión actúa para un tiempo de 1,25 s; su permanencia
en el circuito de distribución hace que el relé de sobrecorriente del lado de alta tensión actué
en un tiempo de 2,5 s. El relé de sobrecorriente para el enlace no actúa para corriente menores
de 2500 A, en este caso donde la falla simulada es de 1700 A este dispositivo de protección no
actúa.
La detección de una falla monofásica de 500 A en el circuito Boconoíto Nuevo (gráfico 4.6)
se aprecia mediante el fusible de 20k en un tiempo 0,054 s; elemento inmediato de actuación;
en caso de que la falla persista el dispositivo de respaldo es el fusible de 40k, el cual opera en
un tiempo de 0,2 s; el relé de sobrecorriente del circuito actúa en un tiempo de 1,7 s si esta
permanece y finalmente el relé de sobrecorriente del lado de baja tensión en un tiempo de
3,4 s como respaldo de la protección del circuito Boconoíto Nuevo.
En el circuito Tinajitas 34,5 kV (grafico 4.7) se observa una selectividad de los circuitos, la
cual se constata mediante su tiempo de actuación y la disposición de los elementos de
protección desde aguas abajos hasta aguas arribas. Los tiempos de actuación para una falla de
3000A son: relé de sobrecorriente del circuito Tinajitas 34,5kV (actuación de la unidad
instantánea en 0.5 s); relé de sobrecorriente lado de baja tensión 1,4 s; relé de sobrecorriente
lado de alta tensión 2 s; relé de sobrecorriente enlace 3,2 s.
En el circuito Tinajitas 34,5 kV (gráfico 4.8) la selectividad de los elementos de protección
respecto al tiempo para una falla monofásica de 700 A es el primer elemento el relé de
sobrecorriente del circuito actúa en 0,55 s y el segundo elemento el relé de sobrecorriente en el
lado de baja tensión actúa en 2,1 s.
82
Cabe destacar que la localización de la falla determina el elemento de protección principal. Si
la falla no se detecta en protección principal, es por causa de desperfectos, avería en los
mecanismos, avería en el interruptor, falta de continuidad de los transformadores de medidas a
los relés, obsolescencia de los equipos.
En síntesis, el sistema de protección propuesto presenta una selectividad de los elementos con
el fin de garantizar la actuación del elemento de protección mas cercano al punto donde ocurre
la falla tanto por fase como tierra y que exista un sistema de respaldo en caso de que alguna
protección no actúa y lograrlo en el menor tiempo posible.
4.4 PLAN DE INVERSIONES 2007-2014 REQUERIDO EN EL MUNICIPIO SAN GENARO DE BOCONOÍTO PARA ATENDER LAS CONDICIONES NORMALES Y EN EMERGENCIA
De acuerdo a la situación propuesta en condiciones normales y de emergencia, las obras
requeridas durante el período 2007-2014, se muestran a continuación:
Tabla 4.17 Obras requeridas durante el período 2007-2014 para atender las condiciones normales y en emergencia del municipio San Genaro de Boconoíto 23
AÑO OBRA CIRCUITO S/E
MONTO ESTIMADO
(Bs. F)
OBSERVACIÓN
2007 Ubicar banco de capacitores 3x100 kVAR en 13,8kV a los 23 Km. aproximadamente de la subestación Tinajitas al inicio de Santa Teresa
San Nicolás S/E Tinajitas
9.389,05 Su ejecución física es factible
2007 Ubicar banco de capacitores 3x100 kVAR en 13,8 kV en el sector la Fanfurria a la altura del Liceo Bolivariano de Fanfurria.
Sun Sun S/E Tinajitas
9.389,05 Su ejecución física es factible
2007 Construcción del circuito de distribución 34,5 kV desde la S/E las Flores hasta el circuito ramal de la Planta de Potabilización. Longitud 18 Km del circuito. Conductor 4/0 ARV.
S/E Las Flores 34,5 kV
1.299.193 Su ejecución física es factible
83
Continuación Tabla 4.17 AÑO OBRA CIRCUITO
S/E MONTO
ESTIMADO (Bs. F)
OBSERVACIÓN
2007 Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos después del circuito ramal de la Planta de Potabilización.
Tinajitas 34,5 kV
S/E Guanare 2.957,97
Su ejecución física es factible
2007
Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34,5/13,8 kV de(1x3MVA +1x5MVA ) a 2x5 MVA
S/E Tinajitas 255.583,35 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 86 cortacorrientes en el circuito Boconoíto Nuevo
Boconoíto Nuevo S/E Peña Larga
48.237,40
Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 98 cortacorrientes en el circuito San Nicolás
San Nicolás S/E Tinajitas
54.968,20 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 91 cortacorrientes en el circuito Sun Sun
Sun Sun S/E Tinajitas
51.041,90 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 47 cortacorrientes en el circuito Templo Votivo
Templo Votivo S/E Tinajitas
26.362,30 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 114 cortacorrientes en el circuito Quebrada de la Virgen
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas 63.942,60
Su ejecución física es factible
2007 Instalación de 63 cortacorrientes en el circuito Tinajitas
Tinajitas S/E Tinajitas
35.336,70 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 3 cortacorrientes en el ramal de la Planta de Potabilización
Tinajitas 34,5kV
S/E Guanare 1.729,32
Su ejecución física es factible
2007
Construcción de línea después del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria Ginemar. Longitud 0.275Km. Conductor 2/0 ARV
Boconoíto S/E Peña Larga
1.843,33 Su ejecución
física es factible
2007 Ubicar 2 banco de reguladores en la barra de 13,8 kV de la S/E Tinajitas
S/E Tinajitas 792.945,80 Su ejecución
física es factible
2007 Ubicar banco de reguladores en el sector los Abetos a 9 Km. Aproximadamente de la S/E Tinajitas
Sun Sun S/E Tinajitas
396.472,90 Su ejecución
física es factible
2007
Ubicar banco de reguladores después del circuito alimentador de la Fca. Montes Abetos a 8 Km. aproximadamente de la S/E Tinajitas.
Templo Votivo S/E Tinajitas
396.476,90 Su ejecución
física es factible
2007 Ubicar banco de reguladores después del ramal de la Fca. Cubarral y San Antonio.
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas 396.476,90
Su ejecución física es factible
2007 Ubicar banco de reguladores cercanos a Puente Páez, a 5 Km de la S/E Tinajitas.
Boconoíto Nuevo S/E Peña Larga
396.476,90 Su ejecución
física es factible
84
Continuación Tabla 4.17
AÑO OBRA CIRCUITO S/E
MONTO ESTIMADO
(Bs. F)
OBSERVACIÓN
2007
Cambiar conductor en 13.8 kV del circuito Agroisleña a 4/0 ARV. Longitud aproximada 5 Km desde la salida de la S/E Peña Larga hasta la altura de Puente Páez
Agroisleña S/E Peña
Larga 250.960,00
Su ejecución física es factible
2007
Ubicar 3 seccionadores normalmente cerrado a 16 Km aproximadamente de la S/E Las Flores, después del ramal de la Planta de Potabilización.
Tinajitas Nuevo 34.5 kV S/E las Flores
2.957,97 Su ejecución
física es factible
2007
Instalación de 21 seccionadores normalmente cerrado en el circuito San Nicolás, en el sector San Isidro y cerca del sector La Animas
San Nicolás S/E Tinajitas
17.275,23 Su ejecución
física es factible
2007
Instalación de 18 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Sun Sun, en el sector Fanfurria, Flor Amarilla y Ave María
Sun Sun S/E Tinajitas
14.807,34 Su ejecución
física es factible
2007
Instalación de 3 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Templo Votivo, cerca del sector en Cementerio
Templo Votivo S/E Tinajitas
2.467,89 Su ejecución
física es factible
2007
Instalación de 12 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Quebrada de la Virgen, ene. Ramal alimentador de la Alcantarilla y de la Agropecuaria El Rapidito.
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas 9.871,56
Su ejecución física es factible
2007
Instalación de 6 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Tinajitas, en el ramal alimentador de la Agropecuaria Ginemar y antes del ramal de la Agropecuaria El Pichirilo.
Tinajitas S/E Tinajitas
4.935,78 Su ejecución
física es factible
2007
Instalación de 33 seccionadores normalmente cerrado en el circuito Boconoíto Nuevo, en el sector Boconoíto, en ramal del Fundo La Trinidad y la Finca RB12.
Boconoíto Nuevo
S/E Peña Larga
27.146,79 Su ejecución
física es factible
2007
Construcción de enlace (500m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos San Nicolás y Quebrada de la Virgen e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas
Frente S/E Tinajitas
5.828,49 Su ejecución
física es factible
85
Continuación Tabla 4.17
AÑO OBRA CIRCUITO – S/E
MONTO ESTIMADO
(Bs.)
OBSERVACIÓN
2007
Construcción de enlace (100m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos San Nicolás y Sun Sun e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas
Frente S/E Tinajitas
3.140,01 Su ejecución
física es factible
2007
Construcción del enlace (500m de conductor 2/0 ARV) entre los circuitos Tinajitas y Templo Votivo e instalación de 3 seccionadores normalmente abierto en el enlace, cercano a la S/E Tinajitas
Frente S/E Tinajitas
5.828,49 Su ejecución
física es factible
2007 Instalación de 5 reconectadores con sistema de protección digital en el circuito San Nicolás
S/E Tinajitas 400.000 Su ejecución
física es factible
2010
Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos en 13,8 kV en el sector Quebrada de la Virgen. Transferencia entre los circuitos Quebrada de la Virgen y Templo Votivo
Templo Votivo S/E Tinajitas
2.467,89 Su ejecución
física es factible
2010
Ubicar 3 seccionadores normalmente abiertos en 13,8 kV después del ramal que alimenta al Fundo La Trinidad. Transferencia entre los circuitos Tinajitas y Boconoíto Nuevo.
Boconoíto S/E Peña Larga
2.467,89 Su ejecución
física es factible
2010 Aumentar la capacidad instalada en la S/E Tinajitas a nivel de 34,5/13,8 kV de 2x5 MVA a 2x10 MVA
S/E Tinajitas 511.166,70 Su ejecución
física es factible
2010 Ampliar la capacidad instalada en la S/E Peña Larga a nivel 115/13,8 kV de 1x10 MVA a 2x10 MVA
S/E Peña Larga 613400,00 Su ejecución
física es factible
2010
Ubicar banco de reguladores antes del circuito que alimenta a la Agropecuaria Don Rafa, a 10 Km. aproximadamente de la S/E Tinajitas.
San Nicolás S/E Tinajitas
396.472,90
Su ejecución física es factible
2011
Ubicar 3 seccionadores normalmente abierto antes del circuito ramal que alimenta a la Agropecuaria El Rapidito
Quebrada de la Virgen
S/E Tinajitas 2.467,89
Su ejecución física es factible
4.4.1 Consolidado de obras requeridas para el período 2007-2014
86
El portafolio de inversiones del municipio San Genaro de Boconoíto requerido en el período
2007-2014 para garantizar el cumplimento de los criterios adoptados por C.A.D.A.F.E y el
marco legal vigente para la regulación del servicio eléctrico; es el siguiente:
Tabla 4.18 Consolidado de obras requeridas en el municipio San Genaro de Boconoíto24
2007 2008-2011
REDES 34,5 Kv 1299193
REDES 13,8 Kv 631638 9871
EQUIPAMIENTO EN 13,8 Kv 2397637 396476
EQUIPAMIENTO DE SS/EE 400000
AUMENTO DE CAPACIDAD DE SS/EE 255586 511166
AMPLIACIÓN DE SS/EE 613400
INVERSIÓN ANUAL EN MM Bs. 4984055 1920913
6904968TOTAL DE LA INVERSIÓN EN Bs.F
TIPO DE OBRA
DESEMBOLSO EN Bs.F POR AÑO
87
CONCLUSIONES
Luego de efectuarse la evaluación técnica del sistema de distribución de energía eléctrica en el
municipio San Genaro de Boconoíto, para el período 2006-2014; es necesario reseñar las
siguientes conclusiones:
� Para la “Situación Actual”, las SS/EE asociadas al sistema de distribución del
municipio San Genaro de Boconoíto, evidencian sobrecarga en condiciones normales y
la ocurrencia de alguna contingencia simple como la pérdida de una unidad de
transformación, lo cual provoca condiciones de racionamiento de carga por baja
calidad del producto técnico y falta de capacidad firme
� En la “Situación Actual” para el sistema de distribución del municipio San Genaro de
Boconoíto no existen ofertas de generación y/o nuevas subestaciones que impacten en
esa área, para suplir el déficit de energía producto de una contingencia simple.
� La “Situación Actual”, refleja un preocupante nivel de obsolescencia de los equipos
interruptores, sistemas de protección, entre otros; instalados en las SS/EE Tinajitas y
Peña Larga.
� En lo que respecta a la red de distribución para la “Situación Actual”, el aspecto más
resaltante corresponde al bajo nivel de voltaje, como consecuencia de las grandes
longitudes de los alimentadores en 13,8 kV.
� Para el período 2007-2014, la “Situación Propuesta” más satisfactoria para normalizar
las condiciones de operación de los circuitos; se corresponde con la estrategia de
implementar la transferencia de carga entre los circuitos distribuidores del municipio
San Genaro de Boconoíto.
� En la “Situación Propuesta”, no se observa sobrecarga en las SS/EE durante su
funcionamiento en condiciones normales; alcanzándose la normalización en los
porcentajes máximos de utilización de las SS/EE. Además, se garantiza la recuperación
de la totalidad de la carga, ante la salida de una unidad de transformación en cualquiera
de las SS/EE del municipio San Genaro de Boconoíto, es decir, se asegura la existencia
de capacidad firme en el sistema.
88
� Para el período 2007-2014, el análisis de la “Situación en Condiciones de
Emergencia”, sugiere la estrategia de implementar transferencia de carga e instalación
de reguladores en los circuitos 13,8 kV, para elevar la tensión y suplir los
requerimientos de energía.
� El ajuste de protecciones y la implementación de fusible en los circuitos ramales
garantiza un despeje de falla inmediato, en caso de que persista la falla existe un
elemento de respaldo para reenganchar el suministro en caso de una falla no
permanente. Si esta continúa los relés de sobrecorriente envían la señal al disyuntor
para efectuar la apertura de sus contactos e interrumpir el suministro de energía.
En términos generales, para desarrollar el plan de obras de la “Situación Propuesta en
Condiciones Normales y en Condiciones de Emergencia”, no existen limitaciones físicas y
entonces faltaría por considerarse la disponibilidad económica; más sin embargo, las
simulaciones realizadas para el sistema de distribución del municipio San Genaro de
Boconoíto, demuestran que son funcionales y aportan mejoras sustanciales, entonces se puede
precisar que existen argumentos suficientemente válidos para justificar en el corto plazo la
ejecución de las obras propuestas.
89
RECOMENDACIONES
� Realizar un estudio de regulación de la S/E Tinajitas para garantizar la mejor
ubicación de los reguladores y los niveles de tensión dentro de los límites permisibles,
a lo largo de los circuitos.
� Realizar las inversiones descritas en la tabla 4.16 para garantizar un mejor servicio a
los suscriptores y cubrir la demanda
� Se recomienda al departamento de distribución realizar mantenimiento preventivo de
los circuitos de distribución y equipo de protecciones.
� Implementar la tecnología y los ajustes de las protecciones mostrados en las tablas
4.12 y 4.13
90
REFERENCIAS
C.A.D.A.F.E, (1985). Manual para el diseño de sistemas de distribución a corto plazo. Caracas, Venezuela.
C.A.D.A.F.E, (1985). Manual para el diseño de sistemas de distribución a mediano plazo.
Caracas, Venezuela. C.A.D.A.F.E, (2003). Normas de calidad de distribución, C.A.D.A.F.E, (2007). Definitivo parámetros y criterios de planificación de las redes de media
tensión C.A.D.A.F.E Versión 00. Venezuela.
Sánchez F., Carlos L. (2006). Coordinación e implementación de protecciones eléctricas del circuito Papelón 34,5 kV de la subestación Guanare de la Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE). Trabajo presentado para obtener el Título de Ingeniero Electricista. Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela
Sánchez C., Alvis M. (2003). Optimización de los circuitos de distribución (13,8 kV) y subtransmisión (34,5 kV) de las subestaciones: Turén (115/34,5 kV), Píritu (34,5/13,8 kV), Playón (34,5/13,8 kV) y El Cruce (34,5/13,8 kV)). Trabajo presentado para obtener el Título de Ingeniero Electricista. Universidad de los Andes, Mérida, Venezuela
Valderrama, Germán. (2006). Protección y coordinación de sistemas eléctricos de distribución. Universidad Nacional Politécnico “Antonio José de Sucre”, Barquisimeto, Venezuela.
91
ANEXOS
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93
94
95
96
97
DESCRIPCIÓN DE LOS PROGRAMAS UTILIZADOS
Sistema Integrado de Distribución (SID) El programa Sistema Integrado de Distribución (SID), es una herramienta computarizada
basada en las plataformas CAD (Computer Aided Design), CAE (Computer Aided
Engineering) y GIS (Geografic Information Systems) que facilita la obtención de datos y
cálculos en sistemas de distribución. Permite analizar y planificar redes eléctricas, realizar
proyectos de ingeniería de detalle en forma automatizada y eficiente. Brinda gran facilidad
para manejo y elaboración de planos utilizando Autocad y Windows que, combinada con la
capacidad para el cálculo del Visual Fortran y base de datos del Visual Foxpro, alcanza una
versatilidad que lo hace compatible con Windows y en configuraciones de redes.
El SID es un software diseñado por Bucros Sistemas C.A. (Compañía Venezolana) y consta de
los siguientes módulos:
� SP: Sistema de Generación, Mantenimiento y Control de Planos.
� SARP: Sistema de Análisis de Redes Primarias.
� SARS: Sistema de Análisis de Redes Secundarias.
� SS: Sistema de Suscriptores.
� ST: Sistema de Control de Carga de Transformadores.
� SPDC: Sistema de Predicción de Demanda a Corto Plazo.
� SCP: Sistema de Coordinación de Protecciones.
� SPTL: Sistema de Elaboración Automatizada de Perfiles Topográficos y Localización.
� SFE: Sistema de Fototeca de Equipos.
� SIO: Sistema de Interrupciones y Operaciones.
� SIVWIN: Sistema de Cómputos, Control y Valuación de Obras.
98
ORGANIGRAMA DE LOS MÓDULOS DEL SID
Sistema de Análisis de las Redes Primarias (SARP):
Los planos elaborados contienen la información de distancias, calibres, carga conectada a los
circuitos y datos de las subestaciones, los cuales se utilizarán para realizar los cálculos
eléctricos, tales como: Caída de tensión y carga en cada tramo, niveles de cortocircuito en cada
punto y cálculo optimizado de condensadores.
El sistema SARP dispone de un menú general donde se presentan las siguientes opciones:
• Identificar: Es la primera opción requerida antes de ejecutar las demás. El sistema
reconoce cuando un seccionador está abierto o está cerrado y hace el seguimiento del
circuito completamente automático.
• Repartir: Realiza la asignación de carga a todos los transformadores de la red, en
forma proporcional a la capacidad instalada y la carga total, medida al inicio del
circuito. Toma en cuenta cargas especiales y cargas registradas para mejorar los
resultados y las perdidas por efecto Joule.
• Analizar: Realiza los análisis de tensión, corriente en cada sección del circuito y
pérdidas en los mismos. El programa indica los puntos más importantes en donde
ocurre la máxima caída de tensión y la máxima carga en las secciones del circuito.
• Corto: Se proporcionan los valores de cortocircuitos trifásicos, bifásicos, monofásicos
y de fase a tierra de cada punto de la red. Se requieren la configuración, los niveles de
cortocircuito en la barra de la subestaciones y la impedancia de falla.
99
• Identificación del conductor: Permite incorporar el calibre de los conductores, la
disposición de fase y calcula la distancia media geométrica según la disposición de la
fase.
• Datos del Circuito: Permite incorporar los datos del circuito y las medidas de
demanda en el caso del sistema presente.
Sistema de Coordinación de Protecciones (SCP):
Se basa en una librería de curvas diferentes de réle y fusibles las cuales fueron normalizadas y
digitalizadas.
Consta de varios módulos los cuales permiten colocar las distintas curvas tales como:
• DATCUR: Para dibujar las curvas de réles electromecánicos, fusibles y para réles
electrónicos programables. Requiere los niveles de tensión y de los transformadores de
corriente.
• COLOPUN: Curvas de máximo y mínimo nivel de cortocircuito, puntos de arranque,
etc.
• BLOCOOR: Para el dibujo automatizado de los unifilares del sistema que se esta
coordinando.
E-VIWS (método de suavización exponencial)
Los pronósticos son promedios móviles ponderados exponencialmente, donde los últimos
valores tienen mayor peso.
Suavizado Holt-Winters con estacionalidad (Tres parámetros) Multiplicativo
Este método es apropiado para series con una tendencia lineal y la variación estacional
multiplicativa.
yT+k = (aT + bTk)cT + k-s
at = αyt + (1- α) (at-1+bt-1)
bt = β(at-at-1) + (1-β)bt-1
yT+k: Pronóstico en el período T+k.
a:Constante. b: Tendencia. c:Factor estacional (Multiplicatico o aditivo)
α y β son los factores de suavización. 0<α,β, γ <1