Estudios de planificación operativa a la red de distribución de la CA

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Coordinación de Ingeniería Eléctrica
ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA RED DE
DISTRIBUCIÓN DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS.
POR
RICARDO JOSÉ GUERRA CASTILLO
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA
OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Octubre 2.006
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Coordinación de Ingeniería Eléctrica
ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA RED DE
DISTRIBUCIÓN DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS.
POR
RICARDO JOSÉ GUERRA CASTILLO
TUTOR ACADÉMICO: PROF. AMINTA VILLEGAS
TUTOR INDUSTRIAL: ING. MIRIAM J. PICÓN
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA
OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Octubre 2.006
ESTUDIO DE PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
POR
RICARDO JOSÉ GUERRA CASTILLO
RESUMEN
Este trabajo tiene como objetivos, realizar un estudio de Planificación Operativa a la red de
distribución de la C.A La Electricidad de Caracas, específicamente a los circuitos
pertenecientes a las subestaciones Panamá 12, 47 kv; Honduras12,47 kv; Madrid 4,8 kv y
Paris 4,8 kv; todas ellas subestaciones de la Región Este de la misma compañía y elaborar
un estudio comparativo entre las subestaciones, antes mencionadas, agrupándolas por su
nivel de tensión, comparando los indicadores de servicio técnico FMIK y TTIK,
de
acuerdo a las interrupciones del servicio eléctrico.
El estudio de Planificación Operativa
comprende tres etapas fundamentales que son:
Simulación, Diagnóstico, Análisis y Elaboración de estrategias o posibles soluciones para
cada uno de los problemas encontrados. El fin único de este estudio de planificación es
mejorar las condiciones actuales del sistema en el período más inmediato posible, ya sea
con la incorporación o retiro de equipos, o simplemente la reconfiguración de la Red de
distribución actual. Es importante destacar que el análisis y elaboración de estrategias se
basa en criterios y normas por las que se rige la C.A La Electricidad de Caracas.
Para lograr los objetivos antes mencionados, se van a usar las siguientes herramientas
computacionales: Sistema de Adquisición de Datos y Control Supervisorio (SCADA),
PSS/ADEPT y ASP, todas ellas licencias propiedad de la E de C.
iv
DEDICATORIA
Este trabajo va dedicado a mi Madre ( Zuly), que sin el apoyo y cariño de ella no hubiese
sido posible la realización del mismo y de todas las cosas en mi vida, a mis Abuelos,
Benjamín y Erica, que siempre estuvieron pendientes de en que forma podían ayudar, a mis
Hermanos, Made, Juan, Chiqui y Kevin, ya que siempre me apoyaron, ayudaron y
animaron a seguir adelante dándome inspiración y fuerza para seguir adelanta cada día de
mi vida.
Quiero que sepan que este título es tan mío como de ustedes, espero que estén tan
orgullosos de mi como yo lo estoy de cada uno de ustedes. A todos los amo y dedico este
trabajo de grado y el título que estoy obteniendo.
v
AGRADECIMIENTOS
Primero que nada, agradezco a Dios, por haberme dado la constancia, inteligencia,
sabiduría y oportunidades de seguir adelante, conocer gente maravillosa y llegar hasta
donde estoy hoy.
Agradezco a mi familia que sin su ayuda no hubiese sido posible alcanzar esta meta.
Agradezco a todos mis amigo de la universidad, especialmente a Joe, Alein, Ian, Ulises,
Alberto, Tutu, Angélica, Faby, Lulu, Ani, Maru, Jhenny, Juan, Alexis, Alexa, Vane I y II y
muchísimos otros que de seguro estoy olvidando.
Agradezco por la amistad brindada y todas las rumbas compartidas a Algodón y Karina.
Agradezco también a los panas de eléctrica Aguacate, Willy, Anita, Jessica, Manu, Jaime
coro, Sulmer y Jaime Espinoza, este último tuvo mucho que ver en la realización de este
libro.
Agradezco enormemente a mis compañeros de lucha, El gordo (Freddy) y Pimentón (Luis
Carrera), por estar en las buenas, en las malas, en las muy malas y en todas las rumbas
habidas por haber, Gracias de verdad, sin ustedes la cosa hubiese sido más difícil. O más
fácil? Nunca lo sabré…jajajajajaj
Agradezco también a mi novia bella (Marisela) que aunque apareció en mi vida ya casi al
final de mi carrera fue un gran apoyo durante mi pasantía y en la realización de este trabajo
de grado. Te amo.
Doy gracias a la Prof. Aminta Villegas, por su colaboración y compresión, a los Ing.
Miriam Picón, Omar Mantilla y Jorge Díaz por los conocimientos brindados hacia mi
persona. Doy gracias también a Moisés, Merlin, Héctor y toda la gente que de uno u otra
forma me ayudó y tuvo que ver con este logro.
vi
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ...........................................................................................................................iv
DEDICATORIA ................................................................................................................... v
AGRADECIMIENTOS ......................................................................................................vi
ÍNDICE GENERAL ...........................................................................................................vii
ÍNDICE DE TABLAS .......................................................................................................... x
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ................................................................xii
Capítulo 1 .............................................................................................................................. 1
Introducción ...................................................................................................................... 1
Antecedentes...................................................................................................................... 2
Alcance............................................................................................................................... 3
Capítulo 2 .............................................................................................................................. 4
2.1
La Empresa ........................................................................................................... 4
2.2
Misión de la Empresa ........................................................................................... 6
2.3
Visión de la Empresa............................................................................................ 6
2.4
Objetivos y Valores............................................................................................... 6
2.5
Organización ......................................................................................................... 7
2.5.1
Área de Generación y Transmisión ................................................................ 7
2.5.2
Área de Distribución y Comercialización....................................................... 8
2.6
Descripción del Departamento de Distribución................................................. 9
2.7
Organización de la empresa .............................................................................. 12
Capítulo 3 ............................................................................................................................ 14
3.1
Herramienta computacional utilizada en el estudio de los circuitos primarios
de distribución (PSS/ADEPT) y ASP............................................................................ 14
vii
3.1.1
(PSS/ADEPT).................................................................................................. 14
Parámetros .................................................................................................................. 15
Diccionario de archivos. ............................................................................................. 18
Simulación (flujo de carga)........................................................................................ 18
3.1.2
ASP .................................................................................................................. 20
3.1.3
Cuadro Comparativo ..................................................................................... 21
3.1.4
Consideraciones generales sobre el comportamiento de ambos programas. 22
3.1.5
SCADA (DMS) .............................................................................................. 23
Capítulo 4 ............................................................................................................................ 25
Definiciones Usadas en la Realización de un Estudio de Planificación Operativa .. 25
Capítulo 5 ............................................................................................................................ 30
Metodología empleada en un estudio de planificación operativa a subestaciones de
la C.A La Electricidad de Caracas................................................................................ 30
5.1
Metodología antes de la simulación. ............................................................. 30
Estimación de la Demanda Máxima Promedio diaria y demanda Máxima
Horaria de cada circuito y principales de la subestación. (Paso 10)..................... 32
5.2
Metodología en la simulación. ....................................................................... 34
Criterio de caída de tensión .............................................................................. 34
Criterio de capacidad de carga.......................................................................... 35
Criterios de Seccionamiento ............................................................................. 38
Criterio de Capacidad Firme ............................................................................ 43
Criterio de Interrupciones Permisibles ............................................................ 43
Criterio de Carga de Transformadores de Distribución ............................... 46
Criterio de Pérdidas Técnicas ........................................................................... 47
5.3
Metodología después de la simulación .......................................................... 49
5.4
Posible soluciones para cada uno de los Criterios de Planificación
Utilizados en la realización de este estudio............................................................... 50
viii
Posibles soluciones para el Criterio de Caída de Tensión Máxima. .............. 50
Posibles soluciones para el Criterio de Capacidad de Carga. ........................ 51
Posible solución para el Criterio de Seccionamiento....................................... 51
Posibles soluciones para el Criterio de Capacidad Firme.............................. 52
Posibles soluciones para el Criterio de Interrupciones Permisibles. ............. 52
Posibles soluciones para el Criterio de carga de transformadores. ............... 52
Posibles soluciones para el Criterio de Pérdidas Técnicas. ............................ 53
Capítulo 6 ............................................................................................................................ 54
Estudio de planificación operativa de las Subestaciones pertenecientes a la C.A La
electricidad de Caracas. ................................................................................................. 54
6.1
Características de cada una de las subestaciones estudiadas ..................... 54
6.2
Diagnóstico de cada una de las subestaciones estudiadas.......................... 67
6.3
Estrategias para solventar los problemas encontrados en los circuitos de
las subestaciones estudiadas. .................................................................................... 70
Capítulo 8 ............................................................................................................................ 76
Conclusiones y recomendaciones .................................................................................. 76
Referencias Bibliografía..................................................................................................... 79
Apéndices............................................................................................................................. 80
ix
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla I. Tabla comparativa de herramientas computacionales........................................21
Tabla II. Caída de Tensión Permisible en los circuitos Primarios de Distribución. .......35
Tabla III. Interrupciones Permisibles por causas Internas...............................................45
Tabla IV. Factor de potencia y factor de carga. .................................................................49
Tabla V. Características de los transformadores de la S/E Panamá. ...............................56
Tabla VI. Características de los Circuitos primarios de distribución de la S/E
Panamá ...................................................................................................................................57
Tabla VII. Características de los transformadores de la S/E Honduras.........................59
Tabla VIII. Características de los Circuitos Primarios de Distribución de la S/E
Honduras. ...............................................................................................................................60
Tabla IX. Características de los Transformadores de la S/E Madrid. .............................62
Tabla X. Características de los circuitos Primarios de Distribución de la S/E
Madrid. ...................................................................................................................................63
Tabla XI. Características de los Transformadores de la S/E Paris. .................................65
Tabla XII. Características de los circuitos primarios de distribución de la S/E
Paris. .......................................................................................................................................66
Tabla XIII. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Panamá....................74
Tabla XIV. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Honduras.................74
Tabla XV. Equipos a retirar y ahorro que representa n en la S/E Madrid. ....................74
Tabla XVI. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Paris.........................75
x
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Área Servida por la C.A La Electricidad de Caracas........................................10
Figura 2. Organigrama de la empresa.................................................................................12
Figura 3. Organigrama de la empresa II.............................................................................13
Figura 4. Organigrama de la empresa III ...........................................................................13
Figura 5. Distribución de Carga e Interconexiones de un Circuito Primario..................36
Figura 6. Grafico usado por el Programa ASP respecto al Porcentaje de Carga de
un Cable..................................................................................................................................37
Figura 7. Recuperación de un Circuito Primario Fallado. ................................................38
Figura 8. Diagrama Unifilar de la S/E Panamá. .................................................................55
Figura 9. Diagrama Unifilar de la S/E Honduras...............................................................58
Figura 10. Diagrama Unifilar de la S/E Madrid.................................................................61
Figura 11. Diagrama Unifilar de la S/E Paris. ....................................................................64
xi
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
Análisis y Simulación de Primarios
ASP
Centro de Control de Operaciones
CCO
Distribution Management System
DMS
E de C – EDC
Electricidad de Caracas
Factor de Carga
FC
Factor de Potencia
FP
Factor de Utilización
FU
Interruptores de Distribución
ID’s
Kilo Voltios Amperios
KVA
Kilo Voltios Amperios reactivos
KVAr
Kilo Voltios
kV
Kilo Vatios
kW
MVA-min
Mega Voltios Amperios por minuto
PD’s
Protecciones de Distribución
Power System Simulator /
Advanced Distribution Engineering Productivity Tool
PSS/ADEPT
Power Technologies Inc
P.T.I.
Subestación
S/E
xii
1
Capítulo 1
Introducción
La Energía que utilizan todos los seres humanos día a día en la tierra proviene, principalmente del
sol, en forma de energía lumínica y calórica. Gracias a esta última se producen los vientos en la
atmósfera, las corrientes marinas y las lluvias. Una cantidad menor de esta energía es absorbida
por los vegetales, transformada en energía química y el resto, el hombre, ha sabido transformarla
en muchas formas de energía para facilitar sus actividades de la vida diaria. Una de las formas de
energía más versátiles y misteriosas desarrollada por el hombre ha sido la energía eléctrica
obtenida a partir de la electricidad.
La electricidad es hoy tan necesaria que cuesta creer que durante miles de años, la humanidad no
supo aprovecharla. La electricidad "El fluido eléctrico" siempre existió en la naturaleza pero el
hombre no sabía como utilizarla.
La energía eléctrica hoy en día constituye un servicio de primera necesidad para todos los
residentes de cualquier país, haciendo esto que las empresas que ejercen funciones de entes
distribuidores del servicio eléctrico estén en la capacidad de garantizar el mismo de la manera
más eficiente y confiable posible, es decir, de la más alta calidad al más bajo costo y continuidad
del mismo.
Debido a este mundo tan cambiante y evolutivo en el que se vive hoy en día, ha surgido la
necesidad tanto individual como a nivel mundial de aplicar experiencias, técnicas y
conocimientos para predecir comportamientos futuros de un determinado sistema y es lo que se
conoce como planificación.
2
Los estudios de planificación de las redes de distribución surgen por la necesidad de determinar
de una forma técnica como va a ser el crecimiento de la demanda eléctrica de un sistema de
distribución para de esta manera estar en la capacidad de diseñar y aplicar estrategias para suplir
en el futuro ese crecimiento de demanda, garantizando así, la calidad y confiabilidad del servicio
eléctrico. Esto se logra mediante la aplicación de estudios a los circuitos primarios del sistema de
distribución con el fin de
diagnosticar el estado de los mismo en cuanto a criterios de
planificación, fijados por la EDC, como caídas de tensión en líneas, gerencia de activos, demanda
actual y futura (dependiendo del tipo de estudio que se esté realizando), interconexiones y
capacidad de respuestas del sistema ante contingencias. Estos estudios del sistema se clasifican
según su alcance en el tiempo en planificación a corto, mediano y largo plazo.
Un estudio de planificación a corto plazo es aquel que evalúa las condiciones actuales de
operación del sistema de distribución tanto en condiciones normales como en condición de
emergencia y es el objetivo de este trabajo.
Antecedentes
Actualmente se esta trabajando en la planificación operativa de los circuitos y subestaciones más
críticas de la red de distribución de la C.A. La Electricidad de Caracas, considerando las
condiciones reales de operación de las subestaciones y circuitos, el análisis de fallas, clientes
importantes, mantenimientos mayores, perdidas técnicas y no técnicas, y penalizaciones de
acuerdo a la ley eléctrica. Para complementar esta actividad y hacer que los tiempos de respuesta
sean oportunos de tal manera de minimizar el impacto de la energía dejada de vender y mejorar la
operación en la red mediante la búsqueda de nuevas estrategias y procedimientos, se propone la
3
realización de un trabajo de pasantía larga a nivel de ingeniería eléctrica, estimando un lapso de 5
meses para su culminación.
El desarrollo de este estudio en redes de distribución es vital para su continuo funcionamiento y
mantenimiento así como de contribuir a mejorar la calidad del servicio y confiabilidad del
sistema.
Alcance
Con la aplicación de las estrategias logradas en el desarrollo de este trabajo se garantiza una
mejor configuración de la red operativa bajo las normas y reglas por las que se rige la E de C,
además brindar mayor calidad de servicio eléctrico y confiabilidad a los clientes y usuarios de la
E de C.
4
Capítulo 2
2.1 La Empresa [12, 13]
En 1891 Ricardo Zuloaga asiste a la exposición internacional de Electricidad en Frankfurt,
Alemania, para traer a Venezuela las nuevas ideas que estaban surgiendo alrededor del mundo
acerca de la producción y empleo de la energía eléctrica. El 8 de Noviembre de 1895 se funda
con un capital de 500.000,00 Bs. la C.A La Electricidad de Caracas y poco después en 1896 se
empiezan los trabajos de construcción de la planta El Encantado ubicado en las adyacencias del
Río Guaire, en una hacienda propiedad del Ing. Zuloaga llamada El Encantado y no es sino
hasta el 8 de Noviembre de 1897 que se inaugura la empresa cuando se pone en funcionamiento
su primera planta de generación hidroeléctrica El Encantado, con dos unidades de 420KW cada
una para alimentar a la ciudad de Caracas con 72.500 habitantes. La inauguración de “El
Encantado”, tenía trascendencia intercontinental, por ser la primera estación hidroeléctrica para la
transmisión a distancia de corriente alterna instalada en Latinoamérica, la segunda en el
Continente Americano y una de las primeras construidas en el mundo.
La potencia motriz del Río Guaire que atravesaba la ciudad de Caracas era convertida energía
mecánica para alimentar la planta generadora y ésta a su vez producía luz eléctrica para la cuidad
de Caracas. El primer contrato efectivo, se firmó con la Cervecería Nacional, quien se convierte
de esta manera el primer cliente de La Electricidad de Caracas. Esta le proporciona 75 HP
durante 24 horas por la suma de Tres Mil Cien Bolívares (3.100 Bs.) mensuales. Este contrato fue
aprobado por ambas partes el 3 de Octubre 1896.
5
De esta manera, se da inicio al desarrollo de las primeras manifestaciones eléctricas que se habían
producido en importantes ciudades del país siendo Venezuela uno de los países pioneros en la
generación y comercialización de la energía eléctrica en Latinoamérica y otros países del mundo.
Años más tarde la C.A La Electricidad de Caracas se ve en la necesidad de ampliar la capacidad
generadora de El Encantado y empieza la construcción de nuevas plantas generadoras poniendo
en funcionamiento en 1902 la planta Los Naranjos y en 1909 se proyecta la planta Lira para
atender únicamente los requerimientos eléctricos de los tranvías e industrias Venezolanas.
La demanda de fuerza eléctrica continuaba en aumento, en el transcurso de varios años se
procedió a construir varias obras importantes de ensanche: Canal de la Yaguara 1916, Dique El
Peñón 1918 y 1920, planta Caoma 1924, con tres unidades de generación de Seiscientos (600
KW) y una de Mil (1.000 KW), planta El Molino 1925, Dique Petaquire 19626 y planta Marapa
1931.
En 1964 La C.A La Electricidad de Caracas adquiere el 94% de las acciones de la C.A Luz
Eléctrica de Venezuela que pertenecía a la compañía americana Foreign Power, siendo autorizada
por la comisión Nacional de Valores, el día 20 de Octubre de 1987, para actuar como Sociedad
Anónima inscrita de Capital abierto (S.A.I.C.A), y el 23 de Diciembre del mismo año, como
Sociedad Anónima de Capital Autorizado (S.A.C.A). De manera que, la denominación actual de
la compañía es C.A La Electricidad de Caracas S.A.C.A, y esta domiciliada en Caracas, Distrito
Capital, con sede en el Edificio La Electricidad de Caracas, en la Avenida Vollmer de la
Urbanización San Bernardino.
6
En el año 2000, el 87% del capital accionario de la C.A La Electricidad de Caracas es adquirido
por la corporación americana AES (Applied Energy Systems), siendo esta una empresa global
con base en los Estados Unidos y operaciones en siete países latinoamericanos y en diferentes
países de Europa, Asia y África.
2.2 Misión de la Empresa
“La Electricidad de Caracas es una empresa privada, filial de la Corporación AES, dedicada a
proveer el mejor servicio eléctrico y comprometida a responder las expectativas de sus clientes,
trabajadores y accionistas, contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la sociedad
venezolana”.
2.3 Visión de la Empresa
“Ser una empresa reconocida nacional e internacionalmente como líder innovador, proveedora de
un servicio eléctrico de alta calidad, con personal y tecnologías excelentes, financieramente
sólida y factor fundamental del sector eléctrico venezolano”.
2.4 Objetivos y Valores
En La Electricidad de Caracas se ha elegido construir el futuro sobre la base de:
Honestidad e integridad en la conducta como individuos y como empresa.
Confianza, respeto, lealtad e igualdad en nuestras relaciones humanas.
Búsqueda del bienestar de sus trabajadores
7
Orientación al trabajo en equipo, al servicio y al aprendizaje productivo.
Mejoramiento continúo de sus procesos gerenciales.
Disciplina, transparencia y seguridad de sus actuaciones.
Eficacia y eficiencia en la utilización de sus recursos.
Conservación del medio ambiente donde se opera
2.5 Organización
Luego de la adquisición de la mayoría accionaría de La Electricidad de Caracas (EDC) y la
Corporación de la Electricidad de Caracas (CEDC), por parte de la AES Corporation, en la
organización se inició un proceso de reestructuración agrupándose en Unidades de Negocio,
adaptándose así a los requerimientos de la nueva Ley de Servicio Eléctrico. Así la EDC, se
encamina hacia el futuro con nuevo estilo de liderazgo enfocado en ofrecer un óptimo servicio a
un mercado cada vez más competido.
El Grupo EDC conformado por La Electricidad de Caracas y corporación EDC tiene una
estructura organizativa particular para cada empresa, pero bajo la dirección de una misma Junta
Directiva que responde a las expectativas de un único grupo de accionistas. De esta forma, en la
actualidad la EDC presenta áreas de negocios:
2.5.1
Área de Generación y Transmisión
Los líderes de negocio para el área de generación en la Plantas de Ampliación Tacoa, Tacoa y
Arrecifes, Oscar Augusto Machado (OAM).
8
Proyecto de Expansión y Generación, Genevapca, Descentralización de Ingeniería y
Construcción, se encargarán de trabajar con los equipos dedicados a la tarea de proveer de
potencia eléctrica confiable, al menor costo, con seguridad y con el menor impacto ambiental.
Los líderes de transmisión, serán los responsable de la operación, mantenimiento y diseño y
construcción de la red eléctrica de transmisión, desde los puntos de suministro de energía por
parte de los generadores hasta los puntos de entrega en las subestaciones.
2.5.2
Área de Distribución y Comercialización
El área de distribución se ha dividido en Unidades de Negocio, dentro de los cuales cada una de
sus líderes tendrá como función garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico en el sistema
de distribución en cada una de las regiones.
El área de Comercialización tiene cinco (5) Unidades de Negocio:
Clientes Residenciales
Clientes del Sector Público
Clientes Residenciales Sociales
Grandes Consumidores
Clientes Pequeña y Mediana Industria y Comercial
De todo ellas de acuerdo a las necesidades y características de cada una.
9
Entre las Unidades compartidas por las Unidades de Comercialización se encuentran:
Centro Integral de Atención Telefónica (CIAT)
División de Administración Comercial (DAC)
Operación de la Red de Oficinas de Atención al Público y el Taller de Medidores.
Área de Telecomunicaciones y Otros Negocios.
Desarrollará negocios relacionados con:
Telecomunicaciones & e-Business
Servicios de Gestión de Energías
Tecnologías de información
Telecomunicaciones Inalámbricas
Administradora Serdeco.
2.6 Descripción del Departamento de Distribución.
El área servida en el negocio de distribución de La Electricidad de Caracas y sus empresas filiales
abarca cinco estados de Venezuela (Distrito Capital, Miranda, Vargas, parte de Aragua y
Yaracuy), donde están presentes condiciones ambientales asociadas a costa, montaña y llano;
abarcando aproximadamente 6.886 Kilómetros cuadrados y con una población estimada de más
cuatro millones de habitantes.
10
Figura 1. Área Servida por la C.A La Electricidad de Caracas.
La unidad de Operación de Distribución es responsable del control de la operación de la Red de
Distribución de la EDC y sus filiales, suministro de información estadística, información
geográfica de la red de Distribución y adicionalmente es responsable de los procesos de Normas
de Ingeniería.
En el Control de la Operación de la Red de Distribución el Centro Control de Operaciones (CCO)
maneja mensualmente un promedio 250 interrupciones entre imprevistas y programadas, además
de 2500 reclamos de servicio. Esto representa solo a nivel de media tensión alrededor de 74.000
operaciones anuales, ordenadas desde las mesas de operación. De éstas, 24.000 son ejecutadas a
control remoto. Es una actividad continua que demanda máxima seguridad y atención las 24
horas del día los 365 días del año, sobre una red que tiene 104 S/E´s de distribución; 974
11
circuitos; alrededor de 47.000 Transformadores de Distribución; 6.066 Km. de líneas para un
total aproximado de 5.832.000 KVA instalados.
Parte de las operaciones descritas anteriormente son trabajos Programados, que requieren una
planificación, coordinación y logística a fin de, no solo la correcta realización de maniobras en el
terreno manteniendo los más altos niveles de seguridad, sino también manteniendo la fidelidad de
la información de la red de distribución que se refleja en las Bases de Datos de Operaciones. En
promedio se tramitan alrededor de 3.500 Trabajos Programados al año, los cuales en casos en que
se realicen interrupciones son publicadas en prensa diariamente o comunicadas directamente a los
clientes con procesos críticos.
Para cumplir con estas responsabilidades de monitoreo y control de la Operación, se cuenta con
sistemas de supervisión y control (SCADA), BD Estadísticas, Cuadro de Indicadores, Sistema de
Paradas Programadas y un equipo humano altamente calificado e integrado a los procesos
operativos, que permite garantizar la seguridad, control y confiabilidad de las acciones que se
realizan en la Red de Distribución, como premisa principal de su gestión.
Operación de Distribución es también responsable del suministro de toda Información Geográfica
requerida por la empresa así como de la elaboración de las Normas de Ingeniería que rigen los
diferentes procesos de la Distribución de Energía Eléctrica en la EDC. Además son los
encargados de Generar y Mantener Sistemas de Apoyo a la Operación y Mantenimiento del
Sistema Eléctrico, así como los Indicadores de Gestión (TAR, TTA, SAIDI, SAIFI, etc.) sobre el
Comportamiento de la Red Eléctrica de Electricidad de Caracas y Filiales, valor agregado de gran
impacto para la toma de decisiones sobre el Plan de Mantenimiento, además de Reportar a la
12
Corporación los Kpi de: Generación, Transmisión y Distribución, permitiendo medir en base a
metas anuales el desempeño de AES Venezuela.
2.7 Organización de la empresa
Figura 2. Organigrama de la empresa
13
Figura 3. Organigrama de la empresa II
Figura 4. Organigrama de la empresa III
14
Capítulo 3
3.1 Herramienta computacional utilizada en el estudio de los circuitos primarios de
distribución (PSS/ADEPT) y ASP.
3.1.1 (PSS/ADEPT) [5, 8, 9]
El Power Simulator/Advanced Distribution Engineering Tool ( PSS/ADEPT) de Power
Tecnologies Inc (PTI), es una herramienta computacional adquirida por la C.A La Electricidad de
Caracas que permite modelar o simular cualquier condición que se desee de un sistema de
distribución. Esta herramienta computacional permite simular las condiciones en las que están
operando los circuitos primarios de distribución, además de modelar líneas, transformadores,
apertura y cierre de interruptores, generadores, motores y cargas. En la C.A La Electricidad de
Caracas se encuentra instalada la versión 3.1 bajo ambiente Windows.
Dentro de la C.A. La Electricidad de Caracas, se cuenta con un equipo de trabajo denominado
Información Geográfica. Esta unidad es la encargada de tener una digitalización actualizada (en
MicroStation) de los planos del sistema, con la finalidad de contar con la distribución geográfica
del circuito en campo y los equipos que lo conforman. De esta manera, la conversión de la data
perteneciente a estos planos digitalizados es suministrado por Información Geográfica, esta data
en formato (.dat) es la utilizada por la herramienta computacional PSS/ADEPT. Los archivos.dat
traen (se recomienda la verificación con los planos y otras bases de información, ante cualquier
posible error en la conversión de los.dat), entre otros datos, toda la información referente a las
cargas ( porcentaje de uso y capacidad instalada), calibre de los conductores y tipo de cable que
15
se encuentra en cada una de las líneas, capacitares, etc. Con el PSS/ADEPT se obtiene una
representación gráfica del circuito bajo estudio. Es importante señalar que a través del
PSS/ADEPT se puede lograr realizar modificaciones en la estructura o topología en la pantalla
del computador donde se observa la representación gráfica del circuito.
Para poder aprovechar todo el poder computacional del PSS/ADEPT es necesario introducirle
unos archivos en formato .DAT ; y dicho archivo debe poseer la siguiente información [4]:
Parámetros
A continuación se describen cada uno de los parámetros que se manejan al trabajar con el
PSS/ADEPT:
Fuente
Se
presenta una fuente de voltaje constante a secuencia positiva. Se activa la fuente
introduciendo datos como el voltaje correspondiente y las impedancias de secuencia positiva y
cero de la subestación
Nodos
En todos los puntos donde el circuito se bifurque, presente derivaciones o cambios de calibre y
para cada punto del circuito donde exista una fuente, transformador, interruptor, rama,
16
capacitores en paralelo y motores, se tiene un nodo, los cuales vienen codificados con el nombre
de la subestación, el nombre del ID o con el nombre del PD, según sea el caso y con un número
asociado al número que presentan en los planos. El nombre del nodo solo puede tener hasta ocho
caracteres alfanuméricos.
Cada elemento ubicado entre dos nodos está definido por el nodo de salida y el de llegada; para
interruptores, transformadores y conductores. Los elementos como las cargas, fuentes y
capacitores se definen con un solo nodo.
Transformadores
Los transformadores vienen definidos entre dos nodos, un nodo sin carga y otro nodo con la carga
correspondiente al transformador. Se introduce su conexión, si es monofásico o trifásico, si su
ubicación es en sótano, poste o casilla, capacidad instalada y la identificación en la E de C.
Líneas
Las líneas se definen entre dos nodos. En aquellos casos donde sólo existen dos fases, la línea se
simula con dos fases, la escogencia de cuales fases, dependerá de las cargas a alimentar y su
distribución para balancear la carga del circuito.
Para líneas subterráneas se presenta el calibre del cable, tipo de aislamiento, tensión, número de
ductos ocupados por bancada y el tipo de carga. Para líneas aéreas se presenta el calibre del
conductor, material del conductor y estructura de la línea. Adicionalmente se especifica el status
del tramo de línea como (1) si está en servicio y como (0) si no está en servicio.
17
Seccionadores
Para usar la función Merge, la cual permite simular las emergencias entre dos circuitos, los nodos
deben tener el mismo nombre y deben unirse por un interruptor de enlace
(tie switch) o
interruptor de interconexión.
Los interruptores se consideran bajo la categoría de suiches (switch), definiendo su estado como
(1) si está cerrado y como (0) si está abierto. Los interruptores o seccionadores cuyo status sea
cerrado, se simulan como “switch”, los que se encuentren abiertos y se vayan a usar en la función
Merge se simulan como un interruptor de enlace o interruptor de interconexión.
El seccionador se digitaliza totalmente en el circuito en el cual el nodo común esté energizado.
En el circuito a ser recuperado, se simula el equipo en forma parcial, colocando solo los nodos
que están conectados a través de los interruptores de enlace o interruptores de interconexión.
Capacitores
El capacitor es modelado sobre un nodo. El programa lo interpreta de la siguiente manera: si está
en servicio le asigna el estado 1, si no lo está le asigna el estado 0, se pueden introducir o
cambiar los KVAr y diferenciar si el banco es fijo o controlado.
18
Diccionario de archivos.
La herramienta computacional incorpora la facilidad de consultar dos tipos de diccionarios:
Diccionario de Archivos de Construcción: Es una librería que contiene información de las
impedancias y capacidad de carga, de líneas y transformadores.
Simulación (flujo de carga).
El reporte que se presenta contiene información por tramo de la caída de tensión, la corriente que
fluye por cada una de las fases, la potencia en kW y KVAr y las pérdidas. Otras opciones son el
cálculo de niveles de cortocircuito, ubicación de capacitores, armónicos, entre otros. En pantalla
se puede visualizar el circuito con la corrida del flujo de carga.
Simulación en condición normal de operación.
Consiste en realizar la simulación de flujo de carga del circuito en las condiciones actuales, sin
modificación alguna en la estructura y topología del circuito actual. Para obtener los resultados se
ejecuta cualquiera de las opciones anteriormente señaladas.
Para verificar que el circuito cumple con el criterio de capacidad de carga y no se encuentre
sobrecargado, la librería de líneas que se usa en el estudio tiene definido cuatro niveles de
capacidad de carga para los cables.
Nivel 1: Capacidad normal de operación ( 100% para líneas aéreas y 100% cables subterráneos)
19
Nivel 2: Capacidad de emergencia (100% conductores aéreos y 120% cables subterráneos)
Nivel 3: Capacidad de diseño (67 % conductores aéreos y 80% cables subterráneos)
Nivel 4: Se vuelve a colocar la capacidad de emergencia, ya que por diseño del programa debe
introducirse un valor.
En el PSS/ADEPT se utiliza la palabra “Rating” en vez de Nivel, por tal razón el Nivel 1
corresponde al Rating 1, el Nivel 2 corresponde al Rating 2, y así sucesivamente.
Simulación en condición de emergencia.
Se realiza a través del comando “Merge” (fusión o combinación), el cual permite la recuperación
de un circuito fallado por un emergente mediante una interconexión. Con el circuito emergente
en pantalla, se lee el circuito fallado ejecutando “Merge” y se señala la interconexión entre ambos
circuito. Para obtener los resultados se emplea cualquier opción de las señaladas anteriormente.
Se verifica la capacidad de los conductores con el Nivel 2.
Simulación de las solicitudes proyectadas y/o opciones o soluciones encontradas.
A través del programa PSS/ADEPT, la modificación de los datos, estructura o topología de los
circuitos se realiza por medio de las diversas opciones de elementos encontrados en la pantalla
del programa. Estos elementos se refieren a posibles líneas, cargas, transformadores, capacitores,
entre otros, que serán añadidos o modificados. Se deben incluir las solicitudes proyectadas o
cambios que se realizarán en el circuito a corto plazo; posteriormente se ejecutan los comandos
correspondientes para la simulación del flujo de carga y obtención de resultados.
20
3.1.2
ASP [8, 9]
El ASP es una herramienta computacional con la cual cuenta la C.A La Electricidad de Caracas.
Es un programa diseñado por el Doctor Alberto Naranjo, quien es el primer ingeniero electricista
del país y fue profesor de la Universidad Simón Bolívar y
de la Universidad Central de
Venezuela, con la finalidad de limitar el potencial de la herramienta computacional, y así su
costo, a necesidades puntuales y especificas de la C.A La Electricidad de Caracas para estudios
de planificación. Este programa utiliza como datos los archivos en formato *.PRI, y son el
equivalente a los archivos *.DAT para el PSS/ADEPT, en cuanto a los parámetros e información
que estos poseen. Gracias al diseño del ASP, los planificadores, pueden contar con una opción
que convierte automáticamente los archivos *.DAT a formato *.PRI sin perder ningún tipo de
información en ese cambio, permitiendo de esta manera usar las dos herramientas
computacionales sin necesidad de crear bases de datos distintas.
En cuanto a la simulación este programa es muy similar al PSS/ADEPT, ya que cuanta con
opciones para realizar flujo de carga, análisis de contingencias, instalación de capacitores por
caídas de tensión y simulación de fallas creadas por el usuario.
Estas dos herramientas son útiles y muy poderosas pero una puede ser mejor opción que la otra,
dependiendo el tipo de estudio que se vaya a realizar y las necesidades del mismo, por esta razón
se realizó un cuadro comparativo donde se muestran las fortalezas y debilidades de cada una de
estas herramientas computacionales y se muestra en la Tabla I.
21
3.1.3
Cuadro Comparativo [5]
Tabla I. Tabla comparativa de herramientas computacionales
ASP
Utilaza el método Gauss-Seidel
PSS/ADEPT
Utiliza un método robusto y preciso para calcular flujo
de carga por fases.
Económico: la licencia no tiene costo.
Costoso: licencia alrededor de 3000$.
No utiliza los transformadores; considera las pérdidas Utiliza los transformadores de distribución; se pueden
pequeñas
obtener las pérdidas.
Asume un factor de potencia y un factor de utilización Puede asignar diferentes valores de factor de potencia y
para todas las cargas
factor de utilización a las cargas.
Presenta al circuito como un diagrama unifilar, Muestra al circuito con su topología real.
obteniendo una visualización más sencilla (útil en
condición de emergencia)
Adaptado a los circuitos de la C.A La Electricidad de Puede trabajar para diferentes niveles de tensión.
Caracas (trabaja en los niveles de tensión 4,8; 8,3;
12,47; 28,8KV)
Todas las cargas se consideran trifásicas.
Trabaja con cargas monofásicas y trifásicas.
Selección de capacitores, para la corrección de nivel de Por defecto ubica los capacitores donde estos tienen una
tensión y para la reducción de pérdidas.
mayor tasa de retorno una vez introducido el costo
inicial: para corregir el nivel de tensión, el costo inicial
del capacitor debe ser nulo.
Presenta Niveles de Cortocircuito trifásicos y Presenta todas las posibles fallas, según el caso (Incluye
monofásicos dado el caso.
fallas bifásicas)
Manual de Usuario más especifico. (Idioma español)
Manual de Usuario más amplio. (Idioma: inglés)
Las variables usadas son suficientes para el estudio de Maneja más variables: armónicos, coordinación de
planificación. (caída de tensión, carga de los protecciones, arranque de motores, etc.
conductores, niveles de cortocircuito, etc.
Losa resultados del estudio muestran los valores por una Los resultados del estudio se muestran por fases.
de las fases. (las otras se asumen idénticas)
No se pueden guardar las Tablas de resultados, deben Se pueden guardar las Tablas de datos en cualquier
imprimirse.
formato. (.doc;.xls;etc.)
El .dat (data del circuito) no puede ser modificado por el El .dat (del circuito) puede ser modificado por el
usuario. (Por ejemplo el número de ductos por la usuario a través de la pantalla.
bancada).
No pueden existir lazos o "loops" en el sistema; por tal Puede trabajar con lazos o "loops"; por tal razón,
razón, solo trabaja en circuitos radiales, es decir, en su trabaja tanto con circuitos radiales como, mallados, por
aplicación a la red de la EDC, solo aplica a circuitos lo tanto su aplicación se puede extender hasta los
primarios.
circuitos secundarios los cuales, pueden ser mallados.
22
3.1.4
Consideraciones generales sobre el comportamiento de ambos programas. [5]
Para realizar un flujo de carga, el ASP toma consideraciones que no son totalmente ciertas para la
red, por ejemplo, que todas las cargas son trifásicas, aunque no lo sean. Esto debido a que
conocer en que fase exactamente se encuentra dichas cargas no es fácil. Tampoco simula los
transformadores por lo que afecta levemente las pérdidas.
Tanto el ASP como el PSS/ADEPT producen buenos resultados relativos a la caída de tensión y
los niveles de carga de los conductores, la escasa diferencia entre lo producido por ambos
programas se considera despreciable desde el punto de vista práctico.
Al recuperar carga, el ASP muestra cuales son las posibles interconexiones que se pueden realizar
entre los circuitos, de esta manera se tiene una mejor visualización de como quedaría el circuito
al final. Esta visualización resulta muy engorrosa si se deseara hacer usando el PSS/ADEPT.
Un aspecto importante que presenta el ASP, es la facilidad de modificación que puede realizarse
al programa para ajustarlo a las exigencias de los planificadores de la C.A. La Electricidad de
Caracas, sin tener que incurrir en una inversión elevada.
Una vez realizado el estudio de los circuitos de las subestaciones estudiadas, con los programas
PSS/ADEPT y ASP se aprecia con ayuda del cuadro comparativo, que para efectos de los
requerimientos de una planificación a corto plazo, el ASP es una herramienta satisfactoria tanto
técnica como económicamente aunque se reconoce que el PSS/ADEPT es un programa que
23
incluye mayor cantidad de variables para la decisión y utiliza modelos económicos más
detallados.
3.1.5
SCADA (DMS) [10]
SCADA son las siglas en inglés de "Supervisory Control And Data Adquisition", es decir,
adquisición de datos y control de supervisión. Se trata de una aplicación software especialmente
diseñada para funcionar sobre ordenadores en el control de producción, proporcionando
comunicación
con
los
dispositivos
de
campo
(controladores
autónomos,
autómatas
programables, etc.) y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del
ordenador. Además, provee de toda la información que se genera en el proceso productivo a
diversos usuarios, tanto del mismo nivel como de otros supervisores dentro de la empresa: CCO,
Supervisión, mantenimiento, etc.
En este tipo de sistemas existe un ordenador, que efectúa tareas de supervisión y gestión de
alarmas, así como tratamiento de datos y control de procesos. La comunicación se realiza
mediante buses especiales o redes LAN. Todo esto se ejecuta normalmente en tiempo real, y
están diseñados para dar al operador la posibilidad de supervisar y controlar dichos procesos. En
el SCADA de la E de C, se cuenta con una herramienta ó función llamada “Modo Estudio”. Esta
función modo estudio, es una base de datos paralela a la base de datos real, diseñada con el fin de
entrenar operadores y simular condiciones reales de la red pero sin afectar en lo más mínimo la
base de datos en tiempo real. Es decir, en modo estudio se cuenta con una base de datos idéntica a
la base de datos en tiempo real pero que puede ser modificada a las necesidades específicas del
24
operador, simular cualquier condición que se desee y obtener, por pantalla o impreso, el
comportamiento respuesta del sistema estimulado.
El SCADA de la C.A La Electricidad de Caracas, es la herramienta de planificación por
excelencia, ya que, a diferencia de las herramientas computacionales antes mencionada, la base
de datos del SCADA es físicamente igual a como se encuentran los circuitos primarios de la red
de distribución en campo, es decir, se pueden ver las cargas, tramos, demanda asignada,
porcentajes, estatus de interruptores, etc. Lo mejor de todo esto es que se adapta 100% a las
necesidades de planificación de la compañía y es bastante sencilla la interfaz con el usuario, los
menús son muy explícitos y rápidos, además de estar en el idioma español.
Una de las desventajas del uso de ese sistema en la realización de este estudio es que, las
subestaciones en 12, 47 kV no se encuentran digitalizadas en la base de datos del SCADA por lo
que se tuvo que usar las herramientas computacionales antes mencionadas.
25
Capítulo 4
Definiciones Usadas en la Realización de un Estudio de Planificación Operativa
A continuación se presentan todas las definiciones usadas en el desarrollo de este trabajo.
Acometida [3]: Instalación comprendida entre la red de distribución de la Compañía y el Punto
de Entrega del Suscritor o Usuario.
Alimentador [6]: Circuito de distribución en media tensión.
Alimentador de Alta Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que
550 KVA/Km y menor igual que 1000KVA/Km.
Alimentador de Baja Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 75
KVA/Km y menor igual que 150 KVA/Km.
Alimentador de Mediana Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que
150 KVA/Km y menor igual que 550 KVA/Km.
Alimentador de Muy Alta densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor
que 1000 KVA/Km.
Alimentador de Muy Baja Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es menor
igual que 75 KVA/Km.
Alta Tensión [6]: El nivel de tensión mayor o igual que 69 kV.
Alimentador de Muy Alta Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor
que 1000 KVA/km.
Alimentador de Alta Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que
26
550 KVA/km y menor o igual que 1000 KVA/km.
Alimentador de Mediana Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor
que 150 KVA/km y menor o igual que 550 KVA/km.
Alimentador de Baja Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 75
KVA/km y menor o igual que 150 KVA/km.
Alimentador de Muy Baja Densidad [6]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es menor o
igual que 75 KVA/km.
Baja Tensión [6]: El nivel de tensión menor o igual que 1 kv.
Calidad de Servicio [6]: Se refiere a las condiciones (normalizadas) bajo las cuales opera o
debería operar el sistema de distribución, se refiere principalmente a los niveles de tensión y
frecuencia (a nivel de generación) permisibles de la red. Se han definido limitaciones de las
variaciones de tensión que puede tener el sistema en condiciones normales y en emergencia.
Capacidad Instalada [5]: Potencia total (en KVA) que la Compañía dispone para suministrar el
servicio al suscritor. Se expresa en Kilovoltios-amperios (KVA).
Capacidad Firme [5]: Es la capacidad que posee una subestación de suplir la carga asumiendo
que la unidad de mayor capacidad ha quedado fuera. Se calcula al sumar la capacidad de
ventilación forzada en KVA de cada una de las unidades que posee la subestación, restarle la de
mayor capacidad y ese resultado multiplicarlo por un 20% de sobrecarga, es decir, multiplicar el
resultado por 1,2.
Capacidad firme teórica y real: Se habla de capacidad firme teórica y real cuando por alguna
causa externa, las unidades transformadoras han perdido propiedades eléctricas y su capacidad
firme se ve disminuida. Es por ello que la capacidad firme teórica es aquella que debería tener la
subestación por los datos de placa de los transformadores y la real es aquella que se tiene
realmente en campo.
27
Causa externa [6]: Falla de calidad del servicio, atribuible a un prestador de servicio eléctrico
distinto a La Distribuidora (C.A. La Electricidad de Caracas).
Causa interna [6]: Falla de calidad del servicio atribuible a La Distribuidora (C.A. La
Electricidad de Caracas).
Circuitos Primarios [5, 6]: Es la parte de la red de distribución que opera en la misma tensión
que la barra secundaria de la subestación. Se definen por su nivel de tensión.
Circuitos Secundarios [6]: Es la parte de la red de distribución situada aguas abajo del
secundario de los transformadores de distribución y que opera en el nivel de tensión que llega al
suscriptor.
Circuitos Expresos [5]: son circuitos que debido a su importancia alimentan exclusivamente una
carga concentrada en un área determinada.
Confiabilidad [5]: Se entiende por confiabilidad de un sistema a la probabilidad de que éste
funcione adecuadamente cuando se encuentre sometido tanto a las condiciones normales de
operación y a las condiciones de emergencia (falla-contingencia) para las cuales está diseñado. Se
refiere a la continuidad del servicio eléctrico.
Copa [6]: Es la parte del interruptor de la subestación donde se conectan los circuitos de
distribución primaria. Cada interruptor posee dos copas, con lo cual permite tener la salida de dos
tramos troncales diferentes, unidos al mismo interruptor.
CMS (Conexión Modular de Seccionamiento) [1]: Consiste en un punto de empalme, o
derivación, del circuito primario, elaborado con conexiones modulares atornillables, de 600 A, de
diseño especial, que puede ser más rápidamente operada que una conexión modular normal.
Puede seccionar y / o colocar a tierra el circuito. Su operación debe hacerse sin tensión.
Demanda [5]: Potencia que puede usar la instalación del suscriptor (carga) en cualquier
momento. Se expresa la carga en kW o en KVA.
28
Demanda máxima [5]: Es el mayor valor de potencia requerida por la carga, medida en
intervalos específicos.
Distribuidora [5]: Empresa que ejerce la actividad de distribución de electricidad.
Factor de Potencia: Es la relación que existe entre la demanda activa y la demanda aparente.
Indica la medida en que se está aprovechando la potencia para realizar trabajo útil.
Factor de Utilización [5]: Es la relación que existe entre la demanda máxima de un sistema en
un ciclo de tiempo y la capacidad nominal instalada del sistema.
Interruptores de Distribución (ID): Son todos
aquellos elementos seccionadores que
pertenecen al sistema de distribución de la E de C.
Indicador de Falla [1]: Dispositivo que señala el paso de una corriente de cortocircuito.
Interconexión [1]: Punto de unión de dos circuitos de distribución.
Media Tensión [6]: El nivel de tensión mayor que 1 kv y menor que 69 kv.
Nivel de cortocircuito [5]: Se define como la máxima corriente de cortocircuito que se puede
presentar en un determinado punto del sistema, de acuerdo al tipo de falla.
Protecciones de Distribución (PD): Son todos aquellos elementos instalados en la red de
distribución de la E de C que se activan cuando ocurre una falla o sobre tensión en el circuito con
el fin de proteger los equipos.
Ramal [1]: Derivación del troncal, con un calibre inferior y que alimenta varias cargas.
Registro de Demandas: Almacenamiento de datos de mediciones de demanda, en un período
especifico.
Reglamento de Servicio [6]: Conjunto de disposiciones que regulan la relación entre la
Distribuidora y sus clientes, en materia de prestación del servicio eléctrico, es elaborado por La
Distribuidora de acuerdo con las disposiciones del Ente Regulador.
Seccionador [1]: Equipo que puede ser operado bajo carga, con capacidad de cierre en
29
condiciones de falla y permite seccionar el circuito primario.
Seccionamiento [1]: Segmentación de un circuito de distribución.
Sistema de Distribución [6]: Es la parte del sistema eléctrico que permite el transporte de la
energía a partir de la barra de la subestación de distribución (donde termina la transmisión o
subtransmisión) hasta los puntos de consumo.
Tensión Nominal [6]: Es la tensión por la cual se denomina al sistema y a la cual se refieren sus
características de funcionamiento.
Transformador de Distribución [6]: Es el equipo (transformador) que une al circuito primario
con el circuito secundario de distribución, transformando la tensión al nivel requerido por el
usuario del servicio eléctrico.
Troncal [1]: Ruta de mayor carga; ruta con calibre superior a la carga del circuito: ruta
interconectada; ruta con mayor KVA-m.
Usuario [6]: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio eléctrico,
bien como titular de un contrato de servicio o como receptor directo del mismo.
30
Capítulo 5
Metodología empleada en un estudio de planificación operativa a subestaciones de la C.A
La Electricidad de Caracas.
Un estudio de planificación operativa de subestaciones de la C.A La Electricidad de Caracas se
rige principalmente por una guía diseñada por la Unidad de Planificación Operativa que se
conoce como “Metodología para el análisis y simulación de circuitos y SE`s de distribución de la
C.A La Electricidad de Caracas” y esta conformado por tres etapas que son [6]:
Metodología antes de la simulación
Metodología en la simulación
Metodología después de la simulación
A continuación se procede a explicar cada una estas metodologías.
5.1 Metodología antes de la simulación.
Este proceso consta de quince pasos sencillos que tienen como objetivo depurar y organizar la
información que va ser necesaria para el desarrollo del estudio de planificación. Los pasos de esta
etapa son los siguientes:
1. Realizar el análisis a cada uno de los circuitos que conforman la subestación en estudio
en cuanto al número de fallas a nivel de subestación, de circuitos de distribución,
transformadores, secundarios de la subestación de transmisión, PD, ID y tramos que más
31
han presentado fallas en el período de estudio, incluyendo también causas y síntomas de
cada una de las fallas.
2. Revisar si se han realizado trabajos programados en cada uno de los circuitos
pertenecientes a la subestación en estudio.
3. Realizar el análisis de la duración, KVA interrumpidos y MVA minutos, que es la energía
dejada de vender, por cada circuito de la subestación y por subestación.
4. Realizar el análisis de transitorios por circuito y subestación.
5. Verificar si la subestación tiene circuitos críticos, clientes importantes ó clientes críticos y
su aporte en Bs, así como los proyectos por realizar en la zona.
6. Verificar si los circuitos de la subestación en estudio han tenido penalizaciones y de
cuanto ha sido el monto en Bs. por calidad del servicio eléctrico y por calidad de producto
técnico, además del número de penalizaciones.
7. Verificar que la subestación
este digitalizada, es decir, que se encuentre toda su
información en las distintas bases de datos de las herramientas computacionales usadas
por la EDC como el SIMIP, SCADA y operación geográfica ó en su defecto que se
encuentren los archivos *.DAT de cada uno circuitos de la subestación en estudio.
8. Verificar porcentaje (%) de pérdidas técnicas y no técnicas.
9. Buscar información de la relación Medidor –Transformador, ventas o números de clientes
residenciales, comerciales e industriales por circuitos y por equipo.
10. Buscar la demanda promedio y la demanda máxima promedio de cada circuito en KVA y
en Amperios, hora de ocurrencia, factor de utilización y KVA instalados, además de
revisar que las barras se encuentren balanceadas.
11. Buscar planos de operaciones de los circuitos y planos de la propia subestación, si así se
requiere. Revisar notas en los planos.
32
12. Revisar si los circuitos han tenido traspasos de carga que hayan incrementado ó
disminuido su demanda y puedan estar causando problemas (se pueden observar por el
gráfico de Kwh. dado por transmisión).
13. Revisar número de operaciones que han ejecutado los interruptores en condición de
emergencia y a su vez revisar las notas de operación y memos CCO pendientes en el
período de estudio.
14. Buscar Tabla o matriz de interconexiones entre los mismos circuitos de la subestación y
con otras subestaciones y matriz de cargas automáticas.
15. En función del análisis de fallas, indicar en los planos de operación los PD, ID y tramos
que han presentado problemas.
Estimación de la Demanda Máxima Promedio diaria y demanda Máxima Horaria
de cada circuito y principales de la subestación. (Paso 10)
Gracias al Sistema de adquisición de Datos y control Supervisorio (SCADA), se obtuvo el
histórico de demanda (lectura de demandas máximas), de cada una de los circuitos primarios
pertenecientes a las subestaciones en estudio, además de las lecturas de demanda máxima a nivel
de principales. La estimación se define como un proceso sistemático para determinar el
comportamiento de un sistema desde el punto de vista cuantitativo utilizando datos históricos.
A continuación se presenta la metodología empleada para realizar la estimación de los promedios
de demanda máxima diaria y demanda máxima horaria, tanto de los circuitos, como de los
principales y de las subestaciones. Cabe destacar que esto pertenece al paso número diez (10) de
la metodología Antes de la Simulación. Los pasos a seguir son los siguientes:
33
1. Entrar a la página de ventas del SCADA, abrir el archivo de históricos de demanda y
seleccionar las variables requeridas, además de indicar el período en el cual se desean los
datos.
2. En la página del SCADA, a través del archivo de telemedidas históricas obtener las
mediciones de corriente máxima promedio por cada uno de los circuitos y principales, y
la demanda máxima horario (KVA) de cada subestación.
3. Los datos obtenidos, por circuitos, se toman y se realizan tablas usando la herramienta
computacional Excel, para después organizarlos y graficarlos.
4. Se aplica, a través del comando Datos, filtros a cada uno de las filas para poder prescindir
de los valores que no se desean.
5. Como se habla de valores máximos, haciendo uso de los filtros, se filtran los valores
mínimos y se toman los valores por cada circuito. Cabe destacar que todos aquellos
valores máximos (picos) que se salgan del promedio de todo el período, tienen que ser
obviados.
6. Una vez obtenido todos los valores máximos dentro del menor rango posible (Criterio del
planificador), se procede a fijar una línea promedio de los mismos así como de la hora de
ocurrencia.
7. Para obtener los valores en KVA, se utiliza la siguiente fórmula:
kVAdem = 3 × V × I
(1)
Donde:
V : Nivel de tensión de la subestación en kv.
I : Corriente máxima promedio en Amperes, obtenida en el paso anterior.
34
5.2 Metodología en la simulación.
Esta metodología fue diseñada para llevar a cabo una simulación eficiente, es decir, tomando en
cuenta cada uno de los parámetros y aspectos convenientes para obtener el resultado más
aproximado posible al comportamiento real del sistema en estudio. A continuación se enumeran
cada uno de los pasos que integran esta etapa.
1. Actualizar la base de datos del SCADA en modo estudio y cuando sea el caso actualizar
los archivos *.DAT y los archivos *.PRI que son las bases de datos equivalentes en los
programas PSS/ADEPT y ASP respectivamente en lo referente a topología de la red,
porcentajes de carga y capacidad instalada.
2. Buscar el circuito unifilar de la subestación (circuitos de distribución de la subestación)
que se analizará.
3. Actualizar la demanda máxima promedio en Amperios y hora de ocurrencia de cada
circuito en el unifilar anterior. (Solo para el SCADA).
4. Considerar los siguientes criterios.
Criterio de caída de tensión [1, 2]
Para establecer el Criterio de Caída de Tensión Máxima, se parte de las Normas de Calidad del
Servicio de Distribución de Electricidad y la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico para las
variaciones porcentuales permitidas de la tensión en los puntos de suministro. También, dentro de
la C.A. La Electricidad de Caracas, se cuenta con el Reglamento de Servicio. Partiendo de los
valores de caídas porcentuales permisibles de tensión en los puntos de suministro, de la Ley
35
Orgánica del Servicio Eléctrico y del Reglamento de Servicio, se obtiene tanto para circuitos
aéreos como subterráneos la siguiente Caída Máxima de Tensión en el Circuito Primario de
Distribución que se muestra en la Tabla II:
Tabla II. Caída de Tensión Permisible en los circuitos Primarios de Distribución.
Circuitos
Aéreos
Subterráneos
Condición
Normal de
Operación
6,25%
2,92%
Condición de
Emergencia
8,51%
3,92%
Criterio de capacidad de carga [1]
Para circuitos aéreos, se tiene como capacidad de diseño aquella que establece que un conductor
no debe operar más allá del 67% de su capacidad nominal. Este valor es en el caso en que dos
circuitos estén recuperando a un tercero dañado; tomando cada uno de ellos la mitad de la carga
del circuito dañado. En la Figura 5 se muestra la configuración de tres circuitos para la
distribución de carga e interconexiones.
36
Figura 5. Distribución de Carga e Interconexiones de un Circuito Primario.
Los circuitos aéreos no deben presentar una capacidad de sobrecarga o de emergencia. Cuando un
conductor aéreo supera su temperatura nominal de operación, por ende su capacidad nominal
(100%), va perdiendo las propiedades del material y de la aleación, por lo tanto la temperatura
máxima a la que puede ser sometida dicho conductor dependerá de los datos suministrados por el
proveedor, determinando la capacidad nominal del conductor. En la Figura 6 se presenta los
porcentajes de operación para cables y conductores así como los colores que representan cada
uno de ellos.
37
Figura 6. Grafico usado por el Programa ASP respecto al Porcentaje de Carga de un Cable.
Para Circuitos Subterráneos, se tiene como capacidad de diseño aquella que establece, que un
conductor no debe operar más allá del 80% de su capacidad nominal. Este valor es el utilizado
para el caso en que dos circuitos estén recuperando a un tercero dañado, tomando cada uno de
ellos la mitad (de la corriente de diseño) de la carga del circuito dañado. En la Figura 7 se
muestra el unifilar en el que dos circuitos cargados al 80% de capacidad normal (subterráneos)
recuperan a un tercer circuito fallado.
38
Figura 7. Recuperación de un Circuito Primario Fallado.
Para los circuitos subterráneos se tiene una capacidad de sobrecarga o de emergencia; esta
capacidad de sobrecarga es determinada por el aislamiento del cable en uso, en promedio la
sobrecarga no debe exceder el 120% de la capacidad nominal.
Criterios de Seccionamiento [1]
Este criterio se usa para la aplicación de equipos de seccionamiento en circuitos de distribución
primaria. Su función es aislar fallas, reducir los bloques de carga interrumpidos, permitir
traspasos de carga, etc.
A. Seccionamiento en líneas aéreas:
Se instalarán equipos de seccionamiento en circuitos primarios aéreos de acuerdo a las
siguientes reglas:
39
1- En cada kilómetro de circuito troncal o ramal.
2- En cada tramo de circuito troncal o ramal con capacidad de transformación (capacidad
instalada) conectada igual o mayor a 900 KVA.
3- En el origen de cada circuito ramal o subramal con una longitud mayor de 400 m.
4- En cada punto de transformación de capacidad nominal (capacidad instalada) igual o
mayor a 500 KVA.
5- En los puntos de interconexión del circuito troncal o ramal a otros circuitos primarios.
B. Seccionamiento en líneas subterráneas:
Desde el punto de vista de la continuidad de servicio se pueden distinguir dos situaciones: un
circuito primario único o varios circuitos primarios en la misma ruta. A continuación se
explican ambas situaciones:
Circuito primario único: Se instalarán como mínimo, equipos de seccionamiento en los
circuitos primarios de acuerdo a las siguientes reglas:
1- Se seccionará el troncal cada 1.250 KVA de demanda. No se considerará la demanda
asociada a cargas con alimentación alternativa.
2- Al inicio de un ramal con carga se deberá instalar un medio de seccionamiento, se
presentan dos casos:
a) Cuando la demanda del ramal sea igual o mayor a 1.250 KVA se usarán seccionadores
bajo carga.
40
b) Cuando la demanda del ramal sea inferior a 1.250 KVA se usarán CMS.
3- Se utilizará un seccionador bajo carga en cada punto de transformación de capacidad igual
o mayor a 750 KVA (capacidad instalada), o en aquel que está destinado a servir cargas
prioritarias como clínicas, hospitales, industrias de proceso crítico y edificaciones de
importancia estratégica.
4- Cada 400 metros, aproximadamente, de circuito troncal o ramal, el empalme convencional
se sustituirá por un empalme hecho con CMS. Esta regla no aplicará cuando en el diseño
del circuito se prevea el uso de transformadores autoprotegidos en anillo separados cada
400 metros o menos.
5- Cuando exista una transición de subterráneo a aéreo, o viceversa, se instalará un
seccionador en el tramo aéreo.
Varios circuitos primarios en la misma ruta: Se instalarán equipos de seccionamiento en
los circuitos primarios, cada circuito deberá cumplir con las reglas descritas anteriormente,
además de las siguientes:
1- No se permitirá la coincidencia de CMS de distintos circuitos en un mismo sótano de
empate, a menos que el espacio disponible en el sótano garantice su operación segura y
confiable.
2- Cuando exista cercanía en los puntos de seccionamiento bajo carga de dos circuitos en la
misma ruta, se utilizará un seccionador de 4 vías, barra seccionada y abierta, en lugar de
dos seccionadores de 2 vías.
41
C. Interconexiones:
La interconexión entre diferentes circuitos de la red primaria permite recuperar carga de un
circuito transfiriéndola a otro, tanto en condiciones normales como de emergencia: puede ser una
transferencia manual de cargas no críticas, para lo cual se usará un equipo de seccionamiento
manual; o puede tratarse de una transferencia automática de cargas críticas.
La interconexión entre circuitos debe lograrse según las siguientes reglas:
1- Se deberán interconectar los troncales de tal manera que un circuito pueda ser recuperado
al menos por otros dos.
2- Se deberá facilitar interconexión a todo bloque de 1.250 KVA de demanda o más.
3- Ubicar el punto de interconexión aproximadamente en la mitad de la demanda de la carga
radial a recuperar.
4- No se permite la interconexión de más de dos circuitos en un mismo seccionador.
D. Salida de subestaciones:
Se instalarán equipos de seccionamiento en la salida de dos circuitos de un mismo interruptor de
la subestación (circuito de dos copas), se instalará dentro de la subestación un seccionador de 4
vías con barra seccionada y abierta, automatizable, para seccionar las dos copas del circuito. Una
de las salidas será equipada con indicadores de falla, ya que de esta forma se puede saber cuando
ocurra una falla, cual de las dos copas falló.
42
Además de conocer las reglas anteriores, es importante tener presente las siguientes
consideraciones:
1- La ubicación preferida de los puntos de seccionamiento será en el punto de
transformación, de esta manera podrá dársele a este elemento emergencia manual y
reducir el costo de seccionamiento.
2- Para circuitos primarios con doble copa, las reglas se aplicarán a cada copa por separado.
3- La ubicación de equipos de seccionamiento en el troncal deberá elegirse preferiblemente
en un lugar inmediato a la derivación de un circuito ramal, a fin de poder facilitar los
traspasos de carga de un sector de circuito a otro circuito primario o a otra parte del
mismo circuito.
4- La ubicación física definitiva de las interconexiones deberá validarse con una evaluación
económica, de igual manera se debe garantizar su accesibilidad, operación y
mantenimiento.
5- Estas reglas deben aplicarse en forma conjunta, combinando dos o más, a fin de reducir en
lo posible el número de puntos de seccionamiento, logrando de esta manera reducir el
gasto.
Los circuitos expresos y los circuitos en los cuales la carga se concentra en un extremo, serán
objeto de estudios especiales.
43
Criterio de Capacidad Firme [1]
Cuando se está planificando, la capacidad que se debe manejar para el diseño de una subestación
ante posibles salidas forzadas de unidades de transformación, es la Capacidad Firme como se
define en el capítulo 4. La Capacidad Firme permite, ante condiciones de emergencia, seguir
supliendo la carga demandada de forma segura y continua, sin tener que recurrir, por ejemplo, a
la interconexión de circuitos (para lograr recuperación de carga) provenientes de otras
subestaciones.
La demanda actual o la demanda estimada no debe superar la capacidad firme de la subestación
cuando se esta planificando. Para unidades desde 5 MVA a 28 MVA (usadas por La C.A. La
Electricidad de Caracas) el factor de sobrecarga es de 1,2, representando un 20% de sobrecarga
para la unidad de transformación, el tiempo promedio que las unidades desde 5 MVA a 28 MVA
pueden operar en condición de emergencia es de 8 horas continuas, superadas las 8 horas, las
unidades sufrirán daños irremediables.
Criterio de Interrupciones Permisibles [5]
El sistema de operación de la C.A. La Electricidad de Caracas, maneja los KVA instalados, KVA
interrumpidos (fuera de servicio) y tiempo de interrupción de los transformadores de distribución.
Cálculo de los Indicadores de Servicio Técnico: FMIK y TTIK.
El siguiente cálculo está basado en lo contemplado en las Normas de Calidad del Servicio de
44
Distribución de Electricidad perteneciente a la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico.
Se trabaja actualmente con los siguientes indicadores:
FMIK - Frecuencia media de interrupción por KVA instalado.
TTIK - Tiempo total de interrupción por KVA instalado.
El cálculo de estos indicadores se realiza de acuerdo con las siguientes expresiones:
FMIK J
TTIK J
∑
n
i =1
∑
=
∑
=
n
i =1
kVAfs (i ) j
kVAinst j
n
i =1
kVAfs (i ) j × Tfs (i ) j
kVAinst j
(2)
(3)
: Sumatoria de las interrupciones “i” del alimentador “j” debido a causas internas o
externas, durante el período de control.
n : número total de interrupciones.
KVAfs(i)j: Cantidad de KVA nominales fuera de servicio en la interrupción “i” del alimentador
“j”.
45
KVAinstj: Cantidad de KVA nominales instalados en el alimentador “j”.
Tfs(i)j: Tiempo que permanecieron fuera de servicio los KVA nominales KVAfs, durante la
interrupción "i" del alimentador "j" (se deberá computar el tiempo desde el inicio de la
interrupción hasta la reposición total de los KVA nominales inicialmente fuera de servicio).
Los valores límites trimestrales (los indicadores de calidad de servicio técnico son calculados
trimestralmente) admitidos por alimentador, para los índices de Frecuencia de Interrupción y
Tiempo Total de Interrupción, serán calculados independientemente del origen de la interrupción,
ya sea que correspondan a causas internas o externas, y son los que se indican en la Tabla III a
continuación:
Por causas internas
Tabla III. Interrupciones Permisibles por causas Internas
Indicadores
FMIK
TTIK
Muy Alta Densidad
2
2
Alta Densidad
2
3
Mediana Densidad
3
3
Baja Densidad
3
4
Muy baja Densidad
4
4
Por causas externas
Los valores límites trimestrales admitidos para los indicadores FMIK y TTIK, originados por
causas externas, son dos (2) interrupciones y dos (2) horas totales trimestrales, respectivamente.
46
Criterio de Carga de Transformadores de Distribución [1]
Este criterio se usará para elegir la capacidad nominal de transformadores de distribución que
resulta en la operación más económica para una demanda dada o estimada. Este criterio supone
una carga constante en el transformador desde su instalación, que será la carga máxima estimada
o medida en cada caso.
Para determinar el rango de carga en el cual resulta más económica la aplicación de cada
transformador, el costo anual de operación se calcula en función de la carga en KVA. En el
cálculo de este costo interviene el costo de las pérdidas en el transformador, así como el cargo
fijo anual de la inversión, evaluados para el número de años de vida útil esperada en el
transformador. Esta vida útil depende de la demanda, de la forma del ciclo de carga y de la
temperatura ambiente. El cálculo se efectúa para cada una de las capacidades y tipos de
instalación normalizados, ya sea en sótanos, en casillas o en postes.
Cuando se trata de transformadores existentes, su reemplazo por uno de mayor capacidad se
efectuará cuando su carga alcance el valor límite a partir del cual es más económico el uso de una
capacidad mayor.
Si se trata de un aumento de carga, la elección del nuevo transformador se hará como en el caso
de una instalación nueva, a partir del valor de la nueva carga incrementada.
47
El factor de carga de 0,50 (50%) se usará para cargas de tipo residencial. El de 0,75 (75%) para
cargas tipo comercial y 1 (100%) tipo mixto, es decir, de uso combinado tanto residencial como
comercial, en las cuales la demanda comercial sea mayor o igual al 20% de la demanda total
estimada.
Criterio de Pérdidas Técnicas [1]
Este es un criterio que demanda la experiencia y conocimientos de los planificadores, o por lo
menos así lo es en la E de C. El problema con este criterio tan importante es que no se puede
unificar directamente a todos los circuitos pertenecientes a una red de distribución de energía
eléctrica sino que hay que analizar cada circuito específicamente, es decir, existen muchas
variables que definen a un circuito y cada una de estas deben ser analizadas para poder tomar una
decisión referente al criterio de pérdidas técnicas. Las variables que influyen en este criterio son
la densidad del circuito, longitud, nivel de tensión, etc. Todas estas variables el planificador tiene
que conocerlas para poder fijar un criterio y además, se debe considerar si es económicamente
viable la aplicación de compensadores con el propósito de reducir pérdidas y problemas de caída
de tensión en los circuitos pertenecientes a la red de distribución. En caso de tomarse la decisión
de instalar compensadores, la compensación se instalará preferiblemente en el troncal del circuito
o cerca de las cargas que presenten problemas graves de caídas de tensión.
Una medida aproximada que el criterio establece, es que las pérdidas activas no pueden superar el
3% de la potencia activa total entregada por circuito. Siempre esta sujeto a modificación
dependiendo el caso.
En base a estos criterios se basa el un Estudio de Planificación Operativa.
48
5. Actualizar los porcentajes de carga de todos los transformadores y aquellos que tienen
cero, estén por encima de los límites críticos máximos ó posean medidas muy viejas. Para
lograr este objetivo, se cuenta a través de la página de ventas de la C.A La Electricidad de
Caracas con los Kwh mensuales facturados por cada uno de los clientes, con los que se
puede obtener la carga y el porcentaje de carga respecto a su capacidad instalada haciendo
uso de las siguientes ecuaciones:
Demanda =
kWh / mes
24 × 30 × fp × FC
(4)
%C arg a =
Demanda
× 100
kVAinst
(5)
KWh/mes: son los kwh por mes consumidos por la carga.
KVAinst: son los KVA nominales instalados en la carga.
FC: Factor de Carga.
fp: es el factor de potencia de la carga.
Dependiendo del tipo de servicio, se utilizan los valores para fp y FC que se muestran en le
Tabla IV:
49
Tabla IV. Factor de potencia y factor de carga.
Comercial
mixto
Industrial
Residencial
Fpotencia
0,85
0,85
0,75
0,9
Fcarga
0,75
0,65
1
0,5
6. Realizar la simulación de flujo de carga en operación normal y analizar los resultados
como por ejemplo posibles tramos sobrecargados, y límites de tensión.
7. Verificar que el flujo de carga converge a la demanda que se le asigno inicialmente.
8. Realizar la simulación del flujo de carga en contingencia o condición de emergencia para
ver la mejor estrategia de recuperar carga a la hora de que fallé el circuito ó la barra
principal, realizándose en los tramos que presentaron más fallas en el punto.
9. Si se busca mayor precisión al analizar un circuito, barra, subestación o a la hora de
recuperar carga se debe ubicar las demandas de cada circuito a la misma hora y realizar la
simulación del flujo de carga de manera continua y en un tiempo corto.
10. Activar los circuitos unifilares (en el SCADA) y colocarlos en un mismo plano para ver
posibles mejoras de interconexión o reconfiguración de la red en el área estudiada.
5.3 Metodología después de la simulación
1. Análisis y evaluación de los resultados de fallas vs. Simulación en condición normal y de
emergencia de los circuitos y subestaciones.
2. Condiciones inseguras de campo.
3. Elementos del sistema con riesgo de falla según el número de operaciones.
4. Mejora en las interconexiones y capacidad de potencia ó corriente que puede absorber.
50
5. Mejoras solicitadas por limitaciones de mantenimiento en la subestación o circuitos.
6. Reconfiguración de los circuitos de acuerdo a su carga y capacidad de recuperar carga.
7. Auditoria al sistema SCADA en cuanto a los circuitos unifilares y cambios provenientes
de los paros programados.
8. Mejoras en los procedimientos y estrategias para la operación de la subestación o
circuitos.
9. Conclusiones y recomendaciones inmediatas y oportunas para la solución de los
problemas encontrados ya sea por adecuaciones de circuitos debido a deficiencia de
interconexión, cuellos de botella, recuperación de carga o limitaciones a la hora de
realizar mantenimientos a los equipos, etc.
Para la elaboración de estrategias y soluciones para los problemas encontrados en cada uno de
los circuitos de las subestaciones estudiadas, se tomaron en cuenta los criterios mencionados y
explicados en la etapa de la simulación. A continuación se presentan las posibles soluciones para
cada uno de los criterios.
5.4 Posible soluciones para cada uno de los Criterios de Planificación Utilizados en la
realización de este estudio.
Posibles soluciones para el Criterio de Caída de Tensión Máxima.
1. Traspaso de Carga al mismo nivel de tensión, eventualmente se puede realizar el traspaso
de carga a diferente nivel de tensión; esta es una opción que depende del circuito o parte
51
del circuito a ser traspasado, debido a que se debe verificar si los equipos y elementos
pueden operar al nuevo nivel de tensión.
2. Aumento de los TAP s de los transformadores de distribución.
3. Instalación de Banco de Capacitores (unidades de compensación de reactivos).
4. Cambio de Calibre. Para circuitos subterráneos es poco rentable el cambio de calibre de
los cables.
5. Instalación de Reguladores de Voltaje.
A través de la metodología antes presentada se realiza un análisis ordenado y determinístico de la
subestaciones de la red de distribución pertenecientes a la C.A La Electricidad de Caracas y son
las bases del estudio de planificación a corto plazo que se realiza en este trabajo.
Posibles soluciones para el Criterio de Capacidad de Carga.
1. Traspaso de Carga al mismo nivel de tensión, eventualmente se puede realizar el traspaso
de carga a diferente nivel de tensión, esta es una opción que depende del circuito o parte
del circuito a ser traspasado, debido a que se debe verificar si los equipos y elementos
pueden operar al nuevo nivel de tensión.
2. Aumento del calibre del conductor o cable (aéreo o subterráneo).
3. Creación de nuevos circuitos.
Posible solución para el Criterio de Seccionamiento.
1. Colocación o Retiro de Seccionadores.
52
Posibles soluciones para el Criterio de Capacidad Firme.
1. Colocación de una nueva unidad de transformación, teniendo en cuenta la dinámica del
desarrollo, debe existir espacio dentro de la Subestación para la nueva unidad de
transformación.
Nota: Dentro de la C.A. La Electricidad de Caracas, no es común reemplazar una unidad de
transformación dentro de la Subestación por una unidad de mayor capacidad, ya que esto
implicaría posiblemente un cambio significativo en los circuitos de distribución. Tanto la celda
(dentro de la subestación) como los circuitos, son diseñados de acuerdo a la capacidad máxima de
una unidad de transformación.
Posibles soluciones para el Criterio de Interrupciones Permisibles.
1. Instalación de protecciones suplementarias (sólo para circuitos aéreos, por normativa de la
C.A La Electricidad de Caracas).
2. Mantenimiento preventivo y correctivo de las redes de distribución, tanto para los
circuitos aéreos como para los subterráneos.
Posibles soluciones para el Criterio de carga de transformadores.
1. Traspaso de Carga entre los circuitos de baja tensión.
2. Intercambio de transformadores. Se refiere al cambio de transformadores (instalados y
operando), que se encuentren subcargados por otros que se encuentren en condición de
53
sobrecarga, logrando que ambos transformadores se coloquen en condiciones normales de
operación.
3. Reemplazo de transformadores por otros de mayor capacidad.
Posibles soluciones para el Criterio de Pérdidas Técnicas.
1. Traspaso de Carga al mismo nivel de tensión, tanto para circuitos aéreos como para
subterráneos; eventualmente se puede realizar el traspaso de carga a diferente nivel de
tensión, esta es una opción que depende del circuito o parte del circuito a ser traspasado,
debido a que se debe verificar si los equipos y elementos pueden operar al nuevo nivel de
tensión.
2. Instalación de unidades de compensación de reactivos (Banco de Capacitores).
3. Cambio de Calibre. Para circuitos subterráneos es poco rentable el cambio de calibre de
los cables.
4. Cambio del nivel de voltaje previo estudio económico.
Nota: Usualmente, no se colocan unidades de compensación de reactivos para circuitos
subterráneos, porque dichos circuitos en su mayoría son bastante cortos, por lo tanto sus pérdidas
son bajas. De igual manera como se trata de cables y no de conductores, estos cables tienen una
capacitancia considerable asociada, ayudando a la disminución de las pérdidas.
54
Capítulo 6
Estudio de planificación operativa de las Subestaciones pertenecientes a la C.A La
electricidad de Caracas.
La realización de este estudio de Planificación Operativa aplicado a las subestaciones Panamá,
Honduras, Paris y Madrid, tiene como finalidad mejorar las condiciones operativas actuales de
la red de distribución. Dicho estudio se desarrolló a través de la metodología diseñada por la C.A
La Electricidad de Caracas, explicada en el capítulo 5 y gracias a esta metodología, se logró
obtener toda la información actual de la subestación; con ella se realizó un diagnóstico por
circuito y posteriormente se diseñaron estrategias según el diagnóstico encontrado.
6.1 Características de cada una de las subestaciones estudiadas
Las subestaciones estudiadas pertenecen a la Región Este de la C.A La Electricidad de Caracas y
son alimentadas dos de ellas por la subestación de transmisión Canadá 69 KV (Anillo de 69 KV)
y Canadá 30 KV las otras dos restantes.
A continuación se presenta una breve descripción de
cada una de las subestaciones estudiadas, así como el diagnóstico realizado y estrategias a
aplicar.
55
Panamá 12,47 KV
La subestación Panamá, propiedad de la E de C, es alimentada por la subestación de transmisión
Canadá 69/12,47 KV(Anillo de 69 Kv) a través de tres unidades transformadoras de 15 MVA de
capacidad normal y 28 MVA de capacidad de ventilación forzada. Dicha subestación cuenta con
una capacidad firme de 67,2 MVA y alimenta trece circuitos de distribución.
Esta subestación se encuentra formada por tres barras, unidas dos de ellas a través de un
interruptor que se encuentra normalmente cerrado y éstas a su vez, se encuentran unidas a la
tercera barra a través de un interruptor que se encuentra normalmente abierto formando de esta
manera dos barras que son las que alimentan los circuitos de distribución de la subestación. En la
Figura 8, que se muestra a continuación, se puede observar el circuito unifilar..
Figura 8. Diagrama Unifilar de la S/E Panamá.
56
Cada una de estas unidades posee características propias que se muestran en la Tabla V.
Tabla V. Características de los transformadores de la S/E Panamá.
Unidades de Transformación 1era. Unidad
15MVA
Capacidad Normal
28MVA
Capacidad de Vent. Forzada
33,6MVA
capacidad térmica
67/12,47
Relación de Voltaje
Delta/Estrella
Conexión
7,6% a 15MVA
Impedancia
G.E. No 436
Marca y No. E de c
2da. Unidad
3ra. Unidad
15MVA
15MVA
28MVA
28MVA
33,6MVA
33,6MVA
67/12,47
67/12,47
Delta/Estrella
Delta/Estrella
7,5% a 15MVA 7,5% a 15MVA
G.E. No 437 TOSHIBA No 649
De los 13 circuitos que posee esta subestación, los circuitos del A1 al A9, son alimentados por las
unidades I y III (1ra y 3ra unidad) unidos por una unión de barra normalmente cerrada mientras
que los circuitos del B1 al B4 son alimentados por la unidad II.
La subestación Panamá posee actualmente una capacidad de 67,2 MVA y una demanda de
66,58 MVA quedando al 98,98% de su capacidad firme. La carga de esta subestación se puede
caracterizar en un 80% de clientes residenciales y un 20% clientes comerciales e industriales con
una clasificación de circuitos entre baja y muy alta densidad.
Las características de cada uno de los circuitos de distribución de la subestación
Panamá
respecto a la demanda, nivel tensión, factor de utilización, demanda a nivel de principales y
capacidad instaladas en cada uno de ellos, se muestran en la Tabla VI.
57
Tabla VI. Características de los Circuitos primarios de distribución de la S/E Panamá
NIVEL
CORRIENTE DEMANDA
DEMANDA
CAPACIDAD
DE
MAXIMA
MAXIMA
MAXIMA
INSTALADA F.U.
HORA
CIRCUITO/PPAL
TENSIÓN
EN BARRA
PROMEDIO PROMEDIO
(KVA)
<KV>
(KVA)
(KVA)
(A)
PANAMÁ A1
PANAMÁ A2
PANAMÁ A3
PANAMÁ A4
PANAMÁ A5
PANAMÁ A6
PANAMÁ A7
PANAMÁ A8
PANAMÁ A9
PANAMÁ B1
PANAMÁ B2
PANAMÁ B3
PANAMÁ B4
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
20:00
21:00
20:00
21:00
12:00
20:00
21:00
20:00
20:00
21:00
20:00
21:00
7:00
250,50
320,28
238,69
295,80
195,92
156,13
326,18
320,759
290,42
233,04
252,06
245,96
249,56
5410,50
6917,69
5155,32
6388,89
4231,61
3372,09
7045,06
6927,97
6272,69
5033,44
5444,14
5312,35
5390,09
10180,00
7817,00
6430,00
9855,00
12905,00
9007,50
8217,50
13867,50
13105,00
12217,50
6795,00
9362,50
17765,00
0,53
0,88
0,80
0,65
0,33
0,37
0,86
0,50
0,48
0,41
0,80
0,57
0,30
PPAL 1
PPAL 3
PPAL 2B
12,47
12,47
12,47
20:00
20:00
20:00
1116,63
1126,00
837,07
24117,77
24320,04
18079,51
28000,00
28000,00
28000,00
0,86
0,87
0,65
23872,39
27849,42
21180,01
Esta subestación esta formada por 3 circuitos subterráneos y 10 circuitos aéreos, contando con 18
reconectadores como equipos de protecciones, 867 puntos de transformación,
6 puntos de
transferencias automáticas y 6 puntos de transferencias manuales, además de 4 unidades de
transformación auto protegidas.
La subestación Panamá al estar conformada, en su gran mayoría, por circuitos aéreos presenta un
gran número de interrupciones del servicio eléctrico las cuales fueron depuradas diferenciando
entre paros programados e interrupciones por fallas del sistema de distribución. Fue un punto
muy importante en la realización del diagnóstico y estrategias para esta subestación.
58
Honduras 12,47KV
La subestación Honduras es alimentada, al igual que la subestación Panamá, por la subestación
de transmisión Canadá 69 KV (Anillo de 69 KV) a través de dos unidades transformadoras
siendo una de ellas de 15MVA de capacidad normal y 28MVA de capacidad de ventilación
forzada mientras que la segunda unidad es de 18MVA de capacidad normal y 30MVA de
capacidad forzada. La subestación Honduras presta servicio a la región este de la cuidad capital
alimentando 8 circuitos primarios de la red de distribución.
Esta subestación se encuentra formada por dos barras unidas a través de un interruptor que se
encuentra normalmente cerrado formando una barra única como se puede observar en el circuito
unifilar de la Figura 9.
Figura 9. Diagrama Unifilar de la S/E Honduras.
59
Las características de cada una de las unidades transformadoras que posee la subestación se
muestran en la Tabla VII.
Tabla VII. Características de los transformadores de la S/E Honduras
Unidades de Transformación 1era. Unidad
2da. Unidad
15MVA
18MVA
Capacidad Normal
28MVA
30MVA
Capacidad de Vent. Forzada
33,6MVA
33,6MVA
capacidad térmica
67/12,47
67/12,47
Relación de Voltaje
Delta/Estrella
Delta/Estrella
Conexión
7,6% a 15MVA 9,10% a 18MVA
Impedancia
TOSHIBA
No 737 TOSHIBA No 777
Marca y No. E de c
Actualmente la subestación
posee una capacidad firme de 33,6 MVA
operando con una
demanda total de principales de 25,024MVA, es decir, al 74,48% de su capacidad firme.
A continuación se presenta en la Tabla VIII la demanda máxima promedio en su hora pico, con
base en el histórico del promedio máximo diario en el período de un año, aportado por el SCADA
para cada alimentador y principales, además de su respectivo factor de utilización, nivel de
tensión, demanda en amperios y en KVA.
60
Tabla VIII. Características de los Circuitos Primarios de Distribución de la S/E Honduras.
DEMANDA DEMANDA
NIVEL DE
CAPACIDAD
MAXIMA
MAXIMA
INSTALADA F.U.
CIRCUITO/PPAL TENSIÓN HORA
PROMEDIO PROMEDIO
<KV>
(KVA)
(KVA)
(A)
12,47
12:00
38,15
823,99
2547,50
0,32
HONDURAS C1
12,47
20:00
245,99
5312,96
9262,50
0,57
HONDURAS C2
12,47
11:00
167,23
3611,99
13550,50
0,27
HONDURAS C3
12,47
20:00
195,80
4229,06
14647,50
0,29
HONDURAS C4
12,47
20:00
182,12
3933,58
16045,50
0,25
HONDURAS C5
12,47
11:00
89,91
1941,95
10411,00
0,19
HONDURAS C6
12,47
20:00
279,57
6038,30
13020,00
0,46
HONDURAS C8
12,47
11:00
111,32
2404,36
9277,50
0,26
HONDURAS C9
12,47
20:00
PPAL 1B
12,47
20:00
PPAL 4
DEMANDA TOTAL PRICIPALES
575,88
582,74
1158,62
12438,17
12586,47
25024,64
28000,00
30000,00
DEMANDA
MAXIMA
EN BARRA
(KVA)
13978,00
14318,19
0,44
0,42
Toda la red de distribución de esta subestación es aérea, contando con 858 puntos de
transformación, 1 punto de transferencia automática, 10 protecciones eléctricas de distribución
tipo reconectador (electrónicos y electromecánicos) y 1 equipo de gran capacidad (4 vías).
Madrid 4,8 KV
La subestación Madrid pertenece a la región Este de la C.A La Electricidad de Caracas y es
alimentada por la subestación de transmisión Canadá 30Kv a través de 4 unidades
transformadoras. Estas 4 unidades transformadoras son de 3 MVA de capacidad normal y 3,75
MVA de capacidad de ventilación forzada..
La barra principal de la subestación es alimentada por estas cuatro unidades transformadoras y
está formada por tres barras unidas por dos interruptores de barra que se encuentran normalmente
61
cerrados, formando una barra única que alimenta 5 circuitos de la red de distribución como se
puede observar en el diagrama unifilar que se observa en la Figura 10.
Figura 10. Diagrama Unifilar de la S/E Madrid.
Las unidades transformadoras mediante la cual es alimentada esta subestación, presentan las
siguientes características que se muestran en la Tabla IX.
62
Tabla IX. Características de los Transformadores de la S/E Madrid.
Unidades de Transformación 1era. Unidad
2da. Unidad
3ra. Unidad
4ta. Unidad
3MVA
3MVA
3MVA
3MVA
Capacidad Normal
3,75MVA
3,75MVA
3,75MVA
3,75MVA
Capacidad de Vent. Forzada
capacidad térmica
28,8/4,8 KV
28,8/4,8 KV
28,8/4,8 KV
28,8/4,8 KV
Relación de Voltaje
Delta/Delta
Delta/Delta
Delta/Delta
Delta/Delta
Conexión
7,56% a 3 MVA 7,56% a 3 MVA 6,60% a 3MVA 6,65% a 3MVA
Impedancia
W.H No. 202
W.H. No. 86
G.E No. 150
G.E No. 7
Marca y No. E de c
La subestación Madrid posee una capacidad firme de 13,5 MVA con una demanda actual en
principales de 7,75 MVA, es decir, se encuentra al 57,46% de su capacidad firme. La carga que
alimenta esta subestación se puede caracterizar como una carga puramente residencial y posee
circuitos de clasificación desde baja hasta alta densidad. La demanda, factor de utilización por
cada circuito de distribución, además de la demanda a nivel de principales son características
muy importantes para conocer el estado de la subestación; es por ello que se presentan todos
estos datos en la Tabla X.
63
Tabla X. Características de los circuitos Primarios de Distribución de la S/E Madrid.
DEMANDA DEMANDA
NIVEL DE
CAPACIDAD
MAXIMA MAXIMA
INSTALADA
CIRCUITO/PPAL TENSIÓN
PROMEDIO PROMEDIO
<KV>
(KVA)
(A)
(KVA)
F.U.
MADRID A1
MADRID A2
MADRID A4
MADRID A5
MADRID A6
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
140,04
286,43
300
170
161,96
1164,24
2381,36
2494,15
1413,35
1346,54
3555
4735
7050
3100
2700
0,33
0,5
0,35
0,46
0,5
PPAL 1
PPAL 2
PPAL 4
PPAL 5
4,8
4,8
4,8
4,8
239,89
235,06
225,33
232,91
1994,42
1954,24
1873,33
1936,35
3750
3750
3750
3750
0,53
0,52
0,5
0,52
Total Principales S/E Madrid
DEMANDA
MAXIMA
EN BARRA
(KVA)
8290
12850
7758,34
La red de distribución de esta subestación se caracteriza por ser en gran parte de las instalaciones
subterráneas, siendo solo en muy pocos tramos aérea. Cuenta con 90 puntos de transformación, 2
unidades auto protegidas y gran variedad de equipos de seccionamiento, además de poseer 2
puntos de transferencia automática y 18 interconexiones entre circuitos de la misma subestación y
con otras subestaciones.
Paris 4,8KV
La subestación Paris 4,8 KV pertenece a la región centro de la C.A. La Electricidad de Caracas y
presta servicio a gran parte del este de la ciudad capital. Esta subestación es alimentada por la
subestación de transmisión Canadá 30KV a través de tres unidades transformadoras de 7,5 MVA
de capacidad normal y 9,375 MVA de capacidad de ventilación forzada. Estas tres unidades
alimentan dos barras unidas por un interruptor de barra que se encuentra normalmente cerrado
64
formando una barra única que alimenta 14 circuitos primarios de distribución como se puede ver
en el unifilar de la subestación que se presenta en la Figura 11.
Figura 11. Diagrama Unifilar de la S/E Paris.
Las características de las unidades mediante las cuales se alimentan los 14 circuitos primarios de
distribución de esta subestación como los son: marca, impedancia, relación de voltaje y conexión
se observan en la Tabla XI.
65
Tabla XI. Características de los Transformadores de la S/E Paris.
Unidades de Transformación 1era. Unidad
2da. Unidad
3ra. Unidad
7,5MVA
7,5MVA
7,5MVA
Capacidad Normal
9,375MVA
9,375MVA
9,375MVA
Capacidad de Vent. Forzada
10MVA
10MVA
10MVA
capacidad térmica
28,8/4,8 KV
28,8/4,8 KV
28,8/4,8 KV
Relación de Voltaje
Delta/Delta
Delta/Delta
Delta/Delta
Conexión
7,5%@ 7,5 MVA 7,27%@ 7,5 MVA 7,67%@ 7,5 MVA
Impedancia
G.E. No 089
G.E. No 090
G.E. No 366
Marca y No. E de c
Esta subestación posee una capacidad firme teórica de 22,5 MVA y una capacidad firme real
18,75 MVA, con una demanda en principales de 19,49 MVA haciendo esto que la subestación
opere al 86,62% de su capacidad firme teórica y al 103% de su capacidad firme real, siendo esto
un punto muy importante a tratar en el análisis respectivo. La carga que alimenta esta subestación
se puede caracterizar como una carga puramente residencial y posee circuitos de clasificación
desde mediana hasta alta muy alta densidad. La demanda, factor de utilización por cada circuito
de distribución, además de la demanda a nivel de principales son características muy importantes
para conocer el estado de la subestación; es por ello que se presentan todos estos datos en la
Tabla XII.
66
Tabla XII. Características de los circuitos primarios de distribución de la S/E Paris.
NIVEL
DEMANDA DEMANDA
DE
MAXIMA
MAXIMA
CIRCUITO/PPAL
HORA
TENSIÓN
PROMEDIO PROMEDIO
<KV>
<A>
<KVA>
4,8
21:00
144,04
1197,55
PARIS A1
4,8
11:00
143,87
1196,1
PARIS A2
4,8
12:00
256,57
2133,09
PARIS A3
4,8
12:00
272,24
2263,37
PARIS A4
4,8
20:00
172,3
1432,49
PARIS A5
4,8
12:00
233,64
1942,43
PARIS A7
4,8
20:00
214,75
1785,38
PARIS A8
4,8
12:00
119,57
994,07
PARIS A9
4,8
12:00
58,2
483,83
PARIS A10
4,8
20:00
90,82
755,06
PARIS A11
4,8
11:00
139,57
1160,4
PARIS A12
4,8
20:00
343,81
2858,36
PARIS A13
4,8
20:00
137,42
1142,47
PARIS A14
4,8
11:00
249,03
2070,42
PARIS A15
4,8
PPAL 3
4,8
PPAL 4
4,8
PPAL 5
Total Principales
12:00
12:00
12:00
777,79
787,96
779,02
2344,77
6466,45
6550,96
6476,68
19494,08
CAPACIDAD
INSTALADA
<KVA>
1690
2250
3975
4182,5
3002,5
4815
2385
4325
750
1500
3905
6852,5
3107,5
4102,5
9375
9375
9375
DEMNADA
MÄXIMA
F.U.
POR BARRA
<KVA>
0,71
0,53
0,54
0,54
0,48
13428,31
0,4
0,75
0,23
0,65
0,5
0,3
0,42
7986,71
0,37
0,5
0,69
0,7
0,69
La red de distribución de esta subestación se caracteriza por ser instalaciones mixtas, es decir,
posee tramos subterráneos y tramos aéreos. Cuenta con 196 puntos de transformación, 6 unidades
auto protegidas y 19 equipos entre interruptores 2, 3 y 4 vías. También posee 2 transferencias
manuales y 8 transferencias automáticas.
67
6.2 Diagnóstico de cada una de las subestaciones estudiadas
Una de las fases más importantes de este trabajo es el diagnóstico realizado a cada una de las
subestaciones estudiadas. Dicho diagnóstico se basó en el estudio del comportamiento del sistema
en condiciones normales y emergencia, balance en barra, fallas, memos CCO, violaciones de
tensión y corriente, interconexiones y gerencia de activos.
Es importante destacar que en el informe presentado ante la C.A La Electricidad de Caracas,
anexo a este trabajo, se encuentra un diagnóstico bien detallado de cada una de las subestaciones
estudiadas especificando, nombre de equipos, código de identificación en la compañía, ubicación
por cuadrícula, carga que alimenta y capacidad del mismo en KVA. En este capítulo se
presentan diagnósticos generales de cada una de las subestaciones estudiadas.
Diagnóstico de la Subestación Panamá 12,47KV
1. Se encuentra bastante cargada respecto a su capacidad firme (98,98%) y posee tramos
en el troncal principal que se encuentran por encima del 67% de su capacidad nominal.
2. Presenta deficiencia de seccionamiento, aproximadamente
en 24 debido la gran
mayoría de ellos a seccionamiento por distancia y aislamiento de fallas.
3. Posee equipos de gran capacidad y gran valor monetario subutilizados tales como:
interruptores, protecciones de distribución y transformadores. Exactamente 11 equipos.
4. Presenta configuraciones de alimentación y de protecciones eléctricas que no lo
ameritan, como conexiones tipo Banking y cargas con emergencia.
5. Presenta 570 fallas y 165 memos CCO.
68
6. Presenta porcentajes bastante alto de cargas que no tienen medidas actualizadas.
7. Presenta suficientes interconexiones que pudiesen recuperarla en condición de
emergencia más, sin embargo, estas interconexiones no son capaces de recuperar el
100% de la carga de los circuitos, debido a tramos que actúan como cuellos de botella.
8. Presenta circuitos con problemas de caída de tensión.
Diagnóstico de la subestación Honduras 12,47KV
1. Presenta 1 circuito con deficiencia de interconexiones que puedan recuperarlo en
condición de emergencia.
2. Presenta deficiencia de seccionamiento en 16 puntos estratégicos, siendo la mayoría de
ellos por distancia, cambios de tramo de aéreo a subterráneo y aislamiento de fallas.
3. Posee 1 equipo de gran valor y capacidad, 4 vías, subutilizado y fuera de norma.
4.
No posee ante la E de C información bien detallada de cada uno de los circuitos, ya
que esta subestación no se encuentra digitalizada y presenta tramos sin nombre y sin
sub-nombre haciendo de esta manera que sea difícil identificar un tramo en específico.
5. Posee tramos en el troncal principal que se encuentran por encima del límite de diseño
para este tipo de instalación.
6. Presenta varios tramos al aire que se encuentran sin ninguna carga conectada y pueden
ser un peligro tanto para los usuarios como para los empleados E de C.
7. Presenta configuraciones en las que equipos, como cuchillas, no ejercen una función
importante, haciendo esto que el equipo no sea aprovechado de la mejor manera.
8. Presenta un total de 363 fallas y 67 memos CCO.
69
9. Presenta 6 circuitos con factores de utilización por debajo del 35%.
Diagnóstico de la subestación Madrid 4,8KV
1. No presenta una eficiente administración de los activos de la empresa ya que posee 11
equipos de gran capacidad y costo elevados, subutilizados tales como; interruptores 3 y
4 vías y cuchillas.
2. Posee configuraciones que no están normalizadas, es decir, posee copas que no están
siendo seccionadas y equipos con más de dos interconexiones, estando esta situación
fuera de las normas de diseño de la E de C.
3.
Presenta un leve desbalance a nivel de principales pero al estar actualmente la
subestación sobre dimensionada es un desbalance aceptable.
4. Presenta un total de 63 fallas y paros programados, siendo un número importante de
interrupciones del servicio eléctrico ya que esta subestación cuenta con solo cinco
circuitos primarios de distribución.
5. No presenta un número significativo memos CCO, solo 7.
6. Presenta suficientes interconexiones que pudiesen recuperarla en condición de
emergencia; al menos dos interconexiones por circuito como lo indica la norma de
diseño de la C.A La Electricidad de Caracas.
7. Presenta una alta confiabilidad a nivel de barra.
8. Presenta gran cantidad de cargas con medidas desactualizadas.
9. No presenta tramos sobrecargados en ninguno de sus circuitos.
70
Diagnóstico de la subestación Paris 4,8KV
1. Presenta gran cantidad de tramos con conductores de papel plomo siendo estos, muy
viejos y tecnologías obsoletas.
2. Se encuentra al 103% de su capacidad firme real cosa que disminuye la confiabilidad
en barra del sistema ya que si llegase a fallar alguna de las unidades transformadoras,
las condiciones en las que quedarían operando las unidades restantes serían tan críticas
que en poco tiempo podrían causar daños irremediables a las mismas.
3. Presenta 3 circuitos con factores de utilización muy bajos.
4. Presenta 126 interrupciones del servicio eléctrico (número importante) siendo en su
mayoría debido a fallas en la red y las interrupciones restantes debidas a paros
programados.
5. Presenta 38 memos CCO. y casi la mitad de ellos son prioridad 1.
6. Posee 50 interconexiones y solo 4 de los 14 circuitos de esta subestación no poseen
más de dos interconexiones que pudiesen recuperarlas en condición de emergencia
aumentando de esta manera la confiabilidad en barra de la subestación.
7. Mala administración de los recursos de la C.A La Electricidad de Caracas ya que con
26 equipos subutilizados.
6.3 Estrategias para solventar los problemas encontrados en los circuitos de las
subestaciones estudiadas.
A continuación se van a presentar las estrategias o soluciones a seguir en cada uno de los
circuitos de las subestaciones estudiadas para mejorar el estado de la red actual:
71
Estrategias para la subestación Panamá 12,47KV
1. Aplicar cuchillas para seccionar tramos por normas de distancia o KVA instalados y
aplicar fusibles de línea para seccionar y proteger ramales con alta frecuencia de fallas.
2. Retirar equipos de gran capacidad y valor que están siendo subutilizados.
3. Ordenar actualizar gran cantidad de medidas de cargas ya que esta S/E posee cargas
que aparentemente se encuentra por encima de la capacidad del transformador que las
alimenta pero al ser mediciones muy viejas, son de baja credibilidad.
4. Realizar traspasos de carga para solventar problemas de sobrecarga y caídas de tensión.
5. Realizar cambios de calibre a tramos que actúan como cuellos de botella en
interconexiones.
6. Recomendar a la Gerencia de Planificación de la red estudiar la factibilidad de la
creación de un nuevo circuito en esta subestación para descargar los circuitos ya
existentes.
Estrategias a seguir para la Subestación Honduras 12,47KV
1. Instalar seccionamientos tipo cuchillas y fusibles de línea en tramos específicos, en la
mayoría de los casos por distancia y aislamiento de fallas.
2. Colocar ¨corte y punta¨ todos aquellos tramos especificados que se encuentran al aire.
3. Retirar equipos que se encuentran fuera de norma. Se realizó esta estrategia dejando el
circuito sin deficiencias de interconexiones.
72
4. Se recomienda actualizar todas las medidas de cargas de cada uno de los circuitos de
esta S/E.
5. Realizar traspasos de cargas para solventar problemas de sobrecarga, caída de tensión y
pérdidas técnicas.
Estrategias a seguir para la subestación Madrid 4,8KV
1. Reconfiguración de topología y equipos en algunos circuitos de esta S/E, ya que existen
equipos que están siendo subutilizados pero con una configuración adecuada pasarían
a cumplir su función de diseño.
2. Retiro de equipos que representan un gran capital económico para la empresa y están
siendo subutilizados.
3. Aplicación de cuchillas para seccionar tramos que tienen deficiencia de seccionamiento
por distancia o KVA instalados.
4. Aplicación de seccionamiento a la salida de los circuitos doble copa, cumpliendo de
esta manera con las normas de seccionamiento de la E de C.
5. Eliminación de conexiones de emergencia que no son necesarias debido al tipo de
cliente y a los parámetros por los que se rige la EDC para adecuar las instalaciones de
alimentación a sus clientes.
73
Estrategias a seguir para la Subestación Paris 4,8KV
1. Una de las estrategias más útiles y sencillas es el traspaso de carga de un circuito a otro
a través de una interconexión. Esta estrategia se aplicó en uno de los circuitos de esta
subestación.
2. Aplicación de seccionamiento por medio de cuchillas y conexiones modulares, ya que
estos son mucho más económicos que los equipos de seccionamiento de 3 y 4 vías.
3. Retiro de equipos de gran capacidad y costo económico que se encontraban
subutilizados.
4. Retiro de equipos que actuaban como emergencia a clientes que no lo ameritaban por el
tipo de cliente y KVA contratados.
5. Reconfiguración de equipos seccionadores a la salida de circuitos con doble copa.
6. Actualización de medidas de cada una de las cargas de los circuitos de esta S/E.
Con la aplicación de estas estrategias se garantiza una mejor operatividad de la red de
distribución y una mejor gerencia de activos de la EDC, lo que genera as u vez una mayor calidad
y confiabilidad del servicio eléctrico a los clientes. A continuación se muestra la información
referente a los equipos retirados y el ahorro que representan para la compañía en las Tablas XIII,
XIV, XV y XVI.
74
Tabla XIII. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Panamá.
Equipos
Cantidad
Seccionamiento 2 vías
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Transferencias Automáticas
Transferencias Manuales
Total ( $ )
1
3
3
0
4
11
Costo
Unitario ($)
8.450
11.050,00
18.850,00
0
6.500,00
44.850,00
Costos de
Reposición ($)
8450
33.150,00
56.550,00
0
26.000,00
124.150,00
Tabla XIV. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Honduras.
Equipos
Cantidad
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Transferencias Automáticas
Transferencias Manuales
Total ( $ )
0
1
0
0
1
Costos de
Costo
Reposición
Unitario ($)
($)
11.050,00
18.850,00
0,00
6.500,00
85.800,00
0,00
18.850,00
0,00
0,00
18.850,00
Tabla XV. Equipos a retirar y ahorro que representa n en la S/E Madrid.
Equipos
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Equipos de Protección
Transferencias Manuales
Total ($ )
Cantidad
Costo
Unitario ($)
Costos de
Reposición
($)
6
1
0
4
11
11.050,00
18.850,00
0
6.500,00
36.400,00
66.300,00
18.850,00
0
26.000,00
111.150,00
75
Tabla XVI. Equipos a retirar y ahorro que representan en la S/E Paris.
Equipos
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Transferencias Automáticas
Transferencias Manuales
Total ( $ )
Cantidad
8
4
0
1
13
Costos de
Costo
Reposición
Unitario ($)
($)
11.050,00
18.850,00
0,00
6.500,00
85.800,00
88.400,00
75.400,00
0,00
6.500,00
170.300,00
De aplicarse cada una de estas estrategias, el retiro de estos equipos, la C. A La electricidad de
Caracas se estaría ahorrando un total de 424.450,00 $ en activos, ya que estos estaban siendo
ocupados innecesariamente.
76
Capítulo 8
Conclusiones y recomendaciones
1. Gracias a este trabajo se evidenció la importancia de la planificación en redes de
distribución de energía eléctrica, ya que permite prever las posibles condiciones del
sistema de distribución tanto en condición normal como en condición de emergencia y
adecuar el sistema actual para un mejor funcionamiento. En este trabajo se realizó la
planificación operativa de las subestaciones Panamá 12,47KV; Honduras 12,47KV;
Madrid 4,8KV y Paris 4,8KV; todas ellas pertenecientes a la región este de la C.A La
Electricidad de Caracas con el objetivo único de mejorar las condiciones actuales de la
red de distribución para suplir eficientemente la demanda, cumpliendo con los criterios de
planificación, y confiabilidad que merecen los usuarios.
2. Es importante destacar que los estudios de planificación operativas de las redes de
distribución están basados en criterios de planificación y otra serie de factores que están
relacionados con la calidad de servicio eléctrico como lo son: la capacidad de carga, caída
de tensión máxima, nivel de cortocircuito, seccionamiento, entre otros; las cuales deben
cumplirse tanto en condiciones normales como en condiciones de emergencia.
3. Para las subestaciones Paris 4,8KV se recomienda realizar un estudio de planificación a
corto plazo anualmente, ya que esta subestación presenta equipos y tramos antiguos que
en cualquier momento pudiesen fallar, además de por encontrarse en zonas no muy
77
seguras los equipos tienden a sufrir daños por terceros que afectan a la compañía y deben
ser supervisados con frecuencia.
4. En cuanto a la subestación Panamá 12,47 se recomienda realizar lo antes posible un
estudio de planificación a largo plazo, ya que actualmente dicha subestación se encuentra
con un porcentaje de carga bastante alto y la demanda, de esta zona, se encuentra con una
tasa de crecimiento muy alta que en unos años pudiese colapsar los circuitos primarios de
la red de distribución de esta subestación.
5. En la subestación Panamá se recomienda evaluar y analizar el cambio de calibre de
aquellos tramos que actúan como cuellos de botellas en las interconexiones de los
circuitos para aumentar la confiabilidad del sistema.
6. Todos aquellos circuitos de las subestaciones estudiadas que presentan un factor de uso
menor al 45% y mayor al 75 %. Se recomienda realizar un plan de sustitución de
transformadores de distribución por unos de menor capacidad para lograr así, elevar el
factor de utilización y a su vez, cambiar aquellos, que posean un factor de utilización alto,
por unos de mayor capacidad.
7. En la realización del estudio a estas subestaciones fue punto de atención el que muchos
clientes que poseen una gran capacidad instalada de equipos, tenían un porcentaje de
utilización alto en planos pero que se compara con la base de datos de facturación no
coincidían ya que casi siempre la base de datos de ventas estaba muy por debajo de lo que
78
se esperaba. Por tal razón se recomienda realizar mediciones a los clientes de esta S/E,
sobre todo a los clientes que tienen gran capacidad instalada.
8. Es de suma importancia tomar en cuenta que las subestaciones en 12,47KV presentan
problemas actuales de sobre carga y falta de interconexiones que pudiesen actuar como
emergencias cuando así se requiera, por ello es necesario, a través de la Gerencia de
Planificación de la red, buscar estrategias para creación de circuitos nuevos,
interconexiones y traspasos de carga para mejorar las condiciones operativas de la red en
general.
9. Se recomienda iniciar un plan de sustitución de equipos subutilizados a nivel de
transformadores de distribución por unos de menor capacidad, principalmente en las
subestaciones de 4,8KV, mientras que para las subestaciones de 12,47KV, se recomienda
iniciar un plan de sustitución de equipos sobrecargados por unos de mayor capacidad.
10. Las subestaciones estudiadas, operadas en la red de 12,47KV, presentan un gran número
de fallas, generando grandes pérdidas para la compañía por lo que se recomienda estudiar
el tema y buscar soluciones al respecto.
11. De cumplirse cada una de las estrategias y sugerencias elaboradas en este trabajo, se
garantiza un red operativa que cumple con todas las normas y reglas de calidad de
servicio eléctrico, además de argumentar a la compañía que se esta aplicando la mejor
gerencia de activos posible sin restar confiabilidad ni calidad de servicio a la distribución
de energía eléctrica.
79
Referencias Bibliograficas
[1]
C.A La Electricidad de Caracas. “Normas de Diseño”. División de Normas de
Ingeniería.
[2] C.A La Electricidad de Caracas. “Normas de Materiales y Equipos de Distribución”.
División de Normas de Ingeniería.
[3]
edison.upc.edu/curs/seguret/instal/instal1.htm
[4] INELECTRA S.A.C.A. “Estudio de Planificación a Corto Plazo de las subestaciones de
Distribución de la C.A La Electricidad de Caracas. Criterios para el estudio”. Doc. No.1013-90F09-039, Febrero 2001.
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asociados a la S/E Coche. Informe de Pasantía, Universidad Simón Bolívar, 2003.
[6]
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Electricidad “. Ministerio de Energía y Minas.
[7]
Mantilla, José Omar. “Metodología para el Análisis y Simulación de Circuitos y S/E´s de
Distribución de la C.A. La Electricidad de Caracas”.
[8] Naranjo E. Alberto. “Guía del Usuario del Programa ASP”. C.A La Electricidad de Caracas.
[9]
Naranjo E. Alberto. Manual de Planificación Operativa y a Mediano Plazo del Sistema de
Distribución”. C.A. La Electricidad de Caracas.
[10] P.T.I. Inc. “Manual de Usuario del PSS/ADEPT”. Febrero 2002.
[11]
www.automatas.org/redes/scadas.htm
[12]
www.edc-ven.com.ve
[13]
www.laedc.com.ve
80
Apéndices
82
INFORME
Planificación Operativa de la Red de Distribución
ESTUDIO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS
DE LA S/E PANAMÁ (12,47KV)
INTRODUCCIÓN
En el presente informe se muestran los resultados del estudio operativo de la S/E Panamá,
propiedad de EDC, la cual presta servicio a la región este de la cuidad capital y esta
equipada con tres unidades de 15 MVA de capacidad normal y 28MVA de capacidad de
ventilación forzada. Dicha S/E tiene una capacidad firme de 67,2MVA y alimenta trece
circuitos de distribución.
Esta S/E se encuentra formada por tres barras, unidas dos de ellas a través de un interruptor
que se encuentra normalmente cerrado y estas a su vez se encuentran unidas a la tercera
barra a través de un interruptor que se encuentra normalmente abierto formando de esta
manera dos barras que son las que alimentan los circuitos de la S/E. En la figura #1 que se
muestra a continuación se puede observar el circuito unifilar de esta S/E.
Figura #1 Diagrama Unifilar de la S/E Panamá
83
DIAGNÓSTICO
Como diagnóstico tanto a nivel de S/E como a nivel de circuitos que alimenta, se presenta
este análisis tomando en cuenta los siguientes aspectos: Condiciones de operación normales
y de emergencia, seccionamiento, memos CCO y análisis de interrupciones del último año.
En base a lo antes reseñado tenemos lo siguiente:
A nivel de Subestación: Actualmente la S/E se encuentra operando con una demanda total
de principales de 66,52 MVA, es decir, al 98,98 % de su capacidad firme (ver tabla # 1 y 2).
La distribución de las cargas presenta un desbalance ya que si se abre el interruptor de
unión de barra la distribución de la carga no esta balanceada, es decir, al abrir el interruptor
de unión de barra cada una de las unidades transformadoras asumirían el 32,65 %, 38,07 %
y 29,28 % de la carga respectivamente. Es importante destacar que independientemente del
balance de cada una de las barras cada una de las unidades transformadoras de esta S/E se
encuentran operando por arriba de su capacidad normal y una de ellas casi llega a su
capacidad de ventilación forzada cosa que viola normas de operatividad de la EDC,
disminuye la vida útil de los equipos de la red de distribución y disminuye la confiabilidad de
la red de distribución de la EDC ya que es imposible que esta S/E pueda recuperar algún
circuito en emergencia en esta situación operativa en la que se encuentra.
A continuación se presenta en la tabla #1 la demanda máxima promedio en su hora pico,
con base en el histórico del promedio máximo diario en el período de un año, aportado por el
SCADA para cada alimentador y principales además de su respectivo factor de utilización.
Tabla 1: Demanda Máxima Promedio
CORRIENTE DEMANDA
CAPACIDAD
MAXIMA
MAXIMA
INSTALADA
PROMEDIO PROMEDIO
(kVA)
(A)
(kVA)
CIRCUITO/PPAL
NIVEL DE
TENSIÓN
<KV>
HORA
PANAMÁ A1
PANAMÁ A2
PANAMÁ A3
PANAMÁ A4
PANAMÁ A5
PANAMÁ A6
PANAMÁ A7
PANAMÁ A8
PANAMÁ A9
PANAMÁ B1
PANAMÁ B2
PANAMÁ B3
PANAMÁ B4
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
20:00
21:00
20:00
21:00
12:00
20:00
21:00
20:00
20:00
21:00
20:00
21:00
7:00
250,50
320,28
238,69
295,80
195,92
156,13
326,18
320,759
290,42
233,04
252,06
245,96
249,56
5410,50
6917,69
5155,32
6388,89
4231,61
3372,09
7045,06
6927,97
6272,69
5033,44
5444,14
5312,35
5390,09
10180,00
7817,00
6430,00
9855,00
12905,00
9007,50
8217,50
13867,50
13105,00
12217,50
6795,00
9362,50
17765,00
0,53
0,88
0,80
0,65
0,33
0,37
0,86
0,50
0,48
0,41
0,80
0,57
0,30
PPAL 1
PPAL 3
PPAL 2B
12,47
12,47
12,47
20:00
20:00
20:00
1116,63
1126,00
837,07
24117,77
24320,04
18079,51
28000,00
28000,00
28000,00
0,86
0,87
0,65
F.U.
DEMANDA
MAXIMA EN
BARRA
(kVA)
23872,39
27849,42
21180,01
84
Tabla # 2 Capacidad firme de la S/E
Principales
Capacidad
normal
Capacidad de
vent. forzada
Transformador 1B
Transformador 2B
Transformador 3B
15MVA
15MVA
15MVA
28MVA
28MVA
28MVA
Capacidad firme de la S/E
67,2MVA
A nivel de circuitos de la S/E Panamá
Factor de utilización
Esta S/E posee 13 circuitos de las cuales 3 tienen un factor de uso menor al 45 %, 6
circuitos con factores de utilización mayores que 45 % y menores que 75 %, es decir, dentro
del rango ideal y 4 circuitos que tiene un factor de uso mayor al 75%. Cabe destacar que
estos últimos deben ser analizados para tratar de llevarlos a un valor por debajo de 75% y
por arriba d 45%.
En el grafico #1 se puede observar la relación entre capacidad instalada y demanda que es
lo que se conoce como el factor de utilización.
Grafico # 1 Factor de Utilización de los circuitos de la S/E Petare.
Factor de utilización
CAPACIDAD
INSTALADA
(kVA)
25000
0,50
20000
0,53
0,88
0,65
0,30
0,33
0,41
0,86
15000
0,57
0,37
0,80
DEMANDA
MAXIMA
PROMEDIO
(kVA)
0,48
0,80
10000
5000
0
A1
A2
A3 A4
A5
A6
A7 A8
A9
B1
B2
B3
B4
Desde el punto de vista de fallas, esta S/E cuenta con un total de 570 fallas en un período
que empieza en Junio 2005 hasta Mayo 2006, donde el 32,63% lo ocupan las fallas por
defectos de instalación, el 19,82 % debido al deterioro de equipos por el transcurrir del
tiempo, otro 25,26 % lo ocupan fallas por causas desconocidas, siendo estos los porcentajes
de causa de fallas más altos en esta S/E y un restante 22,28 % debido a distintas causas.
Por otra parte, se sabe que esta S/E presenta unos índices de falla bastante altos pero los
circuitos que presentaron más fallas en este período fueron los circuitos Panamá_A1,
85
Panamá_A2, Panamá_A4, Panamá_A7 y Panamá_A8. A continuación se presenta una tabla
donde se especifica la duración de las fallas por circuitos con sus respectivos MVAmin
perdidos y se puede observar también dos graficas donde se clasifican las fallas en el
período antes mencionado.
Tabla # 3 Duración de interrupciones por circuito
Circuito
Panamá_A01
Panamá_A02
Panamá_A03
Panamá_A04
Panamá_A05
Panamá_A06
Panamá_A07
Panamá_A08
Panamá_A09
Panamá_B1
Panamá_B2
Panamá_B3
Panamá_B4
Duración
30089
40552
26003
30702
2879
6388
35340
55897
15199
2310
20793
17786
14335
MVAmin
26336,0
8047,7
5408,0
7775,8
1680,8
7547,6
6791,9
2920,3
4865,6
6220,9
2593,7
1474,5
8292,3
Gráfico # 2 Circuitos más afectados por fallas en el período Junio 2005 - Mayo 2006
Fallas por Circuitos
Panamá_B3
Panamá_B4
Panamá_B2 8%
5%
6%
Panamá_A1
12%
Panamá_B1
1%
Panamá_A9
6%
Panamá_A8
15%
Panamá_A2
13%
Panamá_A3
7%
Panamá_A7
12%
Panamá_A6
2%
Panamá_A4
Panamá_A5 11%
2%
86
Gráfico # 3 Clasificación de fallas
clasificación de fallas por nivel
0%
Nivel 5
34%
Nivel 6
Nivel 7
Nivel 8
60%
6%
Es importante destacar que esta S/E cuenta con un total de 18 recloser o reconectadores y a
continuación se presenta una tabla donde se puede observar información importante de cada
uno de ellos por circuito.
87
Referente a memos CCO
Esta S/E presenta un total de 165 memos CCO pendientes, de los cuales el 24,85 % de
ellos son de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de la red, atenta
contra la seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen directamente en la calidad de
servicio eléctrico que se presta a nuestros clientes y la confiabilidad de los circuitos de la
S/E. Por otro lado, tenemos un 75,15 % de memos prioridad II, que se refieren a estructura,
equipos en
baja tensión, medidas y mantenimiento preventivo de ciertos equipos
pertenecientes a los circuitos de esta S/E.
A continuación se presenta la tabla # 4 y la gráfica #4 donde se puede observar cada uno de
estos memos CCO, el circuito al que corresponden y la prioridad que cada una de ellos
representa a EDC.
Tabla # 4 Memos CCO de la S/E Panamá
Aviso
Fecha de aviso
Circuito
Denominación
Descripción
1999-3769
16/10/1999
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
Prioridad
2
2001-339
05/02/2001
PANAMÁ A8
PANAMÁ A8
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2001-593
02/03/2001
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2003-2337
25/08/2003
PANAMÁ A8
PANAMÁ A8
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2003-2872
02/10/2003
PANAMÁ A5
ID11878
GRA:Interruptor con bajo nivel de aceite
1
2003-3143
21/10/2003
PANAMÁ A8
PD14690
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2003-3524
17/11/2003
PANAMÁ A5
ID16080
FRAM6: Interruptor con fuga de aceite
1
2003-920
30/04/2003
PANAMÁ B2
PD36903
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
1
2004-134
19/01/2004
PANAMÁ B1
PD40089
Interruptor con bajo nivel de aceite
2004-1482
24/05/2004
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
Poste peligroso/a punto de caer/derrumbe
1
2004-1499
26/05/2004
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
Transf. al 111% (19.07.04)
1
2004-1502
26/05/2004
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
Transf. al 118% (19.07.04)
1
2004-1966
28/06/2004
PANAMÁ B1
PANAMÁ B1
CD 5792 : Cambio de ruta
2
2004-2082
08/07/2004
PANAMÁ A7
PD9400
Transf. al 115% (31.07.2004)
1
2004-2092
09/07/2004
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Poste chocado / doblado
2
2004-2248
20/07/2004
PANAMÁ A8
PANAMÁ A8
Línea rota quemada deteriorada
1
2004-2369
28/07/2004
PANAMÁ A2
PD13120
Transf. Sobrecargado al 162% (09.08.04)
1
2004-2478
06/08/2004
PANAMÁ A4
PD1805
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2004-2585
19/08/2004
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Poste peligroso/a punto de caer/derrumbe
1
2004-3130
27/09/2004
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
IF 1098: Equipo dañado
1
2004-3185
01/10/2004
PANAMÁ A7
PD46126
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2004-3284
10/10/2004
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-3306
12/10/2004
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-3486
27/10/2004
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
Arboles ramas u objetos proximos a las
1
2004-3578
03/11/2004
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Poste chocado/doblado/derribado
2
2004-3622
06/11/2004
PANAMÁ A8
ID22145
Poste doblado PV_A8
2
2004-3868
24/11/2004
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-391
11/02/2004
PANAMÁ B4
PANAMÁ B4
Linea rota/quemada /deteriorada
1
2004-3987
07/12/2004
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-409
14/02/2004
PANAMÁ A2
ID28690
SVRAD: Equipo no transfiere PV_A2
1
2004-4092
17/12/2004
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
88
2004-4107
20/12/2004
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-4182
29/12/2004
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1113
16/04/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1191
25/04/2005
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1228
28/04/2005
PANAMÁ A2
PD21829
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker PV_A2
2
2005-123
14/01/2005
PANAMÁ A2
PD21419
TRANSFORMADOR SOBRECARGADO PV_A2
1
2005-1241
29/04/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1255
30/04/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-1283
03/05/2005
PANAMÁ A7
PD8973
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-1293
04/05/2005
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-1319
06/05/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
Aislador partido/deteriorado
1
2005-1389
13/05/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
Sobrecarga en cto B.T
1
2005-1405
15/05/2005
PANAMÁ A7
ID25138
IF: Equipo dañado
1
2005-151
17/01/2005
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1510
24/05/2005
PANAMÁ A2
PD14839
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker PV_A2
2
2005-1635
02/06/2005
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
BT Sobrecargada
1
2005-1725
10/06/2005
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Arboles/objetos proximos a lineas de BT
1
2005-1756
14/06/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
Lineas MT cercanas a vivienda/estructura
1
2005-1852
22/06/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
Poste con MT Corroido
2
2005-1858
22/06/2005
PANAMÁ A5
PD19584
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-1887
26/06/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
Estructura invadida por terceros
2
2005-1909
28/06/2005
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1987
04/07/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
Poste con MT Corroido
2
2005-2134
19/07/2005
PANAMÁ A3
PD21034
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2288
02/08/2005
PANAMÁ A8
PD21716
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2299
03/08/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-2318
04/08/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-2365
10/08/2005
PANAMÁ A3
PD1936
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2511
22/08/2005
PANAMÁ A6
ID28691
SVRAD: Baja presión de gas PV_A6
1
2005-2529
23/08/2005
PANAMÁ A7
PD24665
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2617
29/08/2005
PANAMÁ A6
PD40183
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2635
29/08/2005
PANAMÁ A6
PD40183
SVRAD: Baja presión de gas PV_A6
1
2005-2639
30/08/2005
PANAMÁ A6
PD40183
PD 40183Equipo no presta servicio
1
2005-2640
30/08/2005
PANAMÁ A6
PANAMÁ A6
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2005-2654
30/08/2005
PANAMÁ A7
PD11218
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker PV_A7
2
2005-2664
31/08/2005
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-2847
13/09/2005
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
CPT Prob.Volt/Armonico/Flicker
2
2005-2958
23/09/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3091
05/10/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-3094
05/10/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3231
18/10/2005
PANAMÁ A8
PANAMÁ A8
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-3273
21/10/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3311
25/10/2005
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-335
05/02/2005
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3419
03/11/2005
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
Poste con MT Corroido
2
2005-3506
11/11/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
Dificultad para operar
1
2005-3521
13/11/2005
PANAMÁ B1
PANAMÁ B1
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2005-355
08/02/2005
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
1
2005-356
08/02/2005
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-3568
18/11/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3570
18/11/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
89
2005-3599
22/11/2005
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3636
24/11/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3680
28/11/2005
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
Conductor seccionado y aislado
1
2005-3710
01/12/2005
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-373
09/02/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
PROBLEMA EN TRANSFORMADOR
1
2005-377
09/02/2005
PANAMÁ A7
PD42124
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-3874
21/12/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3878
21/12/2005
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2005-391
10/02/2005
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
Poste con MT chocado/doblado/derribado
2
2005-426
11/02/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
TRANSFORMADORES BOTA ACEITE
1
2005-47
07/01/2005
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2005-487
16/02/2005
PANAMÁ A4
PD36904
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-619
01/03/2005
PANAMÁ A8
PD11113
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-636
02/03/2005
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-653
04/03/2005
PANAMÁ A3
PD39663
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-666
06/03/2005
PANAMÁ A4
PD20908
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-679
07/03/2005
PANAMÁ B4
PANAMÁ B4
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
1
2005-701
10/03/2005
PANAMÁ A2
PD14839
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-829
17/03/2005
PANAMÁ B3
PD31379
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-886
22/03/2005
PANAMÁ A1
PD24333
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-922
29/03/2005
PANAMÁ A7
PD41445
Trx al 118% _ PV_A7
1
2006-1038
02/05/2006
PANAMÁ B2
PD42350
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1051
03/05/2006
PANAMÁ A7
PD34874
INCONSISTENCIA ENTRE PLANO PAPEL/SCADA
2
2006-1064
04/05/2006
PANAMÁ A9
PANAMÁ A9
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-109
12/01/2006
PANAMÁ B3
PANAMÁ B3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-1102
08/05/2006
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1110
08/05/2006
PANAMÁ A4
ID28667
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1145
11/05/2006
PANAMÁ A2
PD33832
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1181
15/05/2006
PANAMÁ A3
PD1939
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1206
17/05/2006
PANAMÁ A2
PD4697
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-125
15/01/2006
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-133
16/01/2006
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-1356
29/05/2006
PANAMÁ A8
PD13446
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1403
06/06/2006
PANAMÁ A3
PD18507
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1458
07/06/2006
PANAMÁ B3
PD11382
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1464
07/06/2006
PANAMÁ A4
PD13949
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1491
09/06/2006
PANAMÁ B3
PD31379
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1501
12/06/2006
PANAMÁ A8
PD13446
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1504
12/06/2006
PANAMÁ A2
PANAMÁ A2
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1547
16/06/2006
PANAMÁ B2
PD19119
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1551
16/06/2006
PANAMÁ A3
PD10554
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1559
16/06/2006
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CONDICION FUERA DE NORMA (SEGURIDAD)
1
2006-1561
17/06/2006
PANAMÁ B2
PD19725
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1599
22/06/2006
PANAMÁ A7
PD24477
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1607
23/06/2006
PANAMÁ A8
PD44060
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1632
26/06/2006
PANAMÁ A4
PD11562
CONDICION FUERA DE NORMA (SEGURIDAD)
1
2006-1663
29/06/2006
PANAMÁ A4
PD45155
CONDICION FUERA DE NORMA (SEGURIDAD)
1
2006-1706
04/07/2006
PANAMÁ B3
PD30542
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1777
12/07/2006
PANAMÁ A7
PD41445
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1783
13/07/2006
PANAMÁ A1
PD9721
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1795
14/07/2006
PANAMÁ A3
PD1936
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
90
2006-1844
18/07/2006
PANAMÁ A4
PD16731
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1875
20/07/2006
PANAMÁ B2
PD30701
CONDICION FUERA DE NORMA (SEGURIDAD)
1
2006-1934
26/07/2006
PANAMÁ A8
PD13446
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-1943
27/07/2006
PANAMÁ B2
PD24384
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-2005
01/08/2006
PANAMÁ A7
PD31943
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-2025
02/08/2006
PANAMÁ A3
ID29799
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-2045
04/08/2006
PANAMÁ A5
T3714
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-2046
04/08/2006
PANAMÁ A7
PD24574
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-2052
05/08/2006
PANAMÁ A7
PD9401
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-210
25/01/2006
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
Poste inclinado
2
2006-234
27/01/2006
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-251
30/01/2006
PANAMÁ B1
PD42870
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-256
31/01/2006
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-267
01/02/2006
PANAMÁ A2
PD20614
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-304
05/02/2006
PANAMÁ B2
PANAMÁ B2
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-329
08/02/2006
PANAMÁ B3
PD26193
INCONSISTENCIA ENTRE PLANO PAPEL/SCADA
2
2006-339
10/02/2006
PANAMÁ A7
PANAMÁ A7
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-36
05/01/2006
PANAMÁ A3
PD6616
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker PV_A3
2
2006-46
06/01/2006
PANAMÁ A4
PANAMÁ A4
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-475
02/03/2006
PANAMÁ B2
PD19119
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-50
06/01/2006
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-56
07/01/2006
PANAMÁ A1
PANAMÁ A1
Poste peligroso/por caer/derrumbe
1
2006-660
24/03/2006
PANAMÁ A3
PD15432
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-669
25/03/2006
PANAMÁ A6
PANAMÁ A6
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-706
29/03/2006
PANAMÁ B3
PD26193
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-733
31/03/2006
PANAMÁ A3
PANAMÁ A3
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-757
02/04/2006
PANAMÁ B2
PD19119
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-777
04/04/2006
PANAMÁ A3
PD32133
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-779
04/04/2006
PANAMÁ A3
PD34874
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-794
05/04/2006
PANAMÁ B3
PD3562
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-795
05/04/2006
PANAMÁ A2
PD21419
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
2
2006-873
17/04/2006
PANAMÁ A3
PD32133
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
Gráfica # 4 Distribución de memos CCO
Distribución de Memos CCO
CPT.
Prob.Voltaje/Arm
onico/Flicker
23%
Otros
26%
Daño/ Estructura
8%
Interruptores/equ
ipos
9%
Arboles ramas u
objetos proximos
a las
5%
Mantenimiento
red de
distribución
12%
Calidad de
servicio eléctrico
17%
91
Gráfico # 5 Clasificación de memos CCO según prioridad
Clasificación de Memos CCO
25%
Prioridad 1
Prioridad 2
75%
Confiabilidad en barra de la S/E
Referente a la confiabilidad en barra de la subestación, contamos con un total de 41
interconexiones, siendo 7 de ellas con otras subestaciones y las restantes 34 son
interconexiones entre circuitos de las misma subestación. Exceptuando 3 de los 13 circuitos
de esta S/E, todos presentan más de dos interconexiones con circuitos de otras barras y con
otras subestaciones aumentado de esta manera la confiabilidad en barra mientras que los
circuitos Panamá A5, Panamá A9 y Petare B1 presentan deficiencia de interconexiones que
pudiesen recuperar o ser recuperados por algún circuito en caso de emergencia o simple
mantenimiento a nivel de barra. A continuación se puede observar en la tabla # 6 el resumen
de las interconexiones de esta S/E.
92
Tabla # 5 Interconexiones de la S/E Panamá
PANAMÁ A2
(7817 kVA)
X
PANAMÁ A3
(6430 kVA)
X
PANAMÁ A4
(9855 kVA)
X
PANAMÁ A5
(12905 kVA)
X
X X
X
PANAMÁ A8
(13867,5 kVA)
LIMA B1
X
X
X
X
X X
X
X
X
X
X
X X
X
X X
X
X
LIMA A7
X
X
PANAMÁ B3
(9362,5 kVA)
HONDURAS C4
HONDURAS C3
HONDURAS C1
PANAMÁ B3
PANAMÁ B2
PANAMÁ B1
X
PANAMÁ A9
(13105 kVA)
PANAMÁ B4
(17765 kVA)
PANAMÁ A9
X
X
PANAMÁ B2
(6745 kVA)
X
X
X
PANAMÁ B1
(12517,5 kVA)
X
X
X
X
PANAMÁ A6
(9007,5 kVA)
PANAMÁ A7
(8217,5 kVA)
PANAMÁ A8
X
PANAMÁ B4
PANAMÁ A1
(10180 kVA)
PANAMÁ A7
PANAMÁ A6
PANAMÁ A5
PANAMÁ A4
PANAMÁ A3
PANAMÁ A2
CIRCUITO_FALLADO
(kVA Instalado)
PANAMÁ A1
INTERCONEXIONES DE LA SUBESTACIÓN PANAMÁ -2006
X
X
X
93
Circuitos de la S/E Panamá
A continuación se presenta un diagnóstico referente a equipos, configuración de la red y
cargas por cada uno de los circuitos pertenecientes a la S/E Petare basados en la gerencia de
recursos y calidad de servicio eléctrico.
Panamá_ A1
1- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos LD3154_2, LD3154_3 y LD3154_7.
2- Deficiencia de seccionamiento por distancia entre los tramos LD15326_6 y
LD15326_7.
3- Deficiencia de seecionamiento por distancia al final del tramo representado por el
LD12448_5.
4- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos LD1793_5 y LD1793_7.
5- Deficiencia de seccionamiento por KVA instalado al inicio del tramo LD7090_7.
6- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_A2
1- Equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 51EO169 al que se conectan los
ID’s del 25860 al 25864 esta siendo subutilizado debido a que cumple funciones de
seccionamiento e interconexión que no son necesarias.
2- Equipo 3 vías tipo GRAM ubicado en la cuadrícula 50EO343 al que se conectan los
ID’s del 18527 al 18529 esta siendo subutilizado debido a que una de sus cuchillas no
esta siendo usada.
3- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representado por los LD2005_8 y
LD2005_11.
4- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos LD5729_7 y LD5729_9.
5- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_A3
1- Deficiencia de seccionamiento por distancia entre los tramos representado por los
LD2017_3 y LD2017_4.
2- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_A4
1- Deficiencia de seccionamiento en cambio de subterráneo a aéreo. Tramos
CD10786_4 y LD10786_5.
2- Deficiencia de seccionamiento por fallas en ramal entre los tramos LD7101_2 y
LD7101_3.
94
3- Deficiencia de seccionamiento por distancia entre los tramos LD7101_4 y LD7101_7.
4- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_A5
1-Equipo 3 vías tipo TRAM ubicado en la cuadrícula 50EO184 al que se conectan los ID’s
del 18063 al 18065 se encuentra subutilizado.
2-Equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 50EO197 al que se conectan los
ID’s del 29667 al 29670 se encuentra subutilizado.
Panamá_A6
1- Protección de distribución representada por el PD45795 con una carga de 502,5Kva al
14% ubicado en la cuadrícula 50EO287 posee una conexión tipo Banking a través del
PD45794 que se encuentra subutilizado.
2- Protección de distribución representada por el PD46494 con una carga de 3005Kva al
33% ubicado en la cuadrícula 50EO278 posee una conexión tipo Banking a través del
PD46495 que se encuentra subutilizado.
3- Retirar equipo 3 vías tipo TRAM ubicado en la cuadrícula 50EO279 al que se conectan
los ID’s del 29383 al 29385 esta siendo subutilizado.
Panamá_A7
1- Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del tramo representado por el
LD1792_4.
2- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por los LD1792_15 y
LD1792_16.
3- Deficiencia de seccionamiento por distancia entre los tramos representados por los
LD7113_10 y LD7113_11.
4- Deficiencia de seccionamiento por fallas entre los tramos representados por los
LD7113_12 y LD7113_15.
5- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representado por los LD1790_8 y
LD1790_11.
6- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_A8
1234-
Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del LD1958_1.
Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del LD5812_6.
Equipo tipo SRAD ubicado en la cuadrícula 14EO180 se encuentra subutilizado.
El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
95
Panamá_A9
1- Equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 51EO118 al que se conectan los
ID’s del 28160 al .28164 se encuentra subutilizado. (Se nombra por B1)
2- Deficiencia de seccionamiento por distancia al inicio del tramo representado por el
LD1707_5.
3- Protección de distribución tipo PADTE ubicado en la cuadrícula 22EO552 con una
carga de 750Kva al 0% se encuentra siendo subutilizado.
Panamá_B1
1- Equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 51EO118 al que se conectan los
ID’s del 28160 al 28164 se encuentra subutilizado. (Se nombra por A9).
2- Falta de circuitos emergente para los para las cargas representadas por los PD 42869
con una carga de 750KVA al 7%, PD42869 de 1000KVA al 20% y al interruptor 4 vías
al que se conectan los ID’s del 29704 al 29707.
Panamá_B2
1- Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del tramo representado por el
LD964_11.
2- Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del tramo representado por el
LD964_5.
5- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_B3
1- Deficiencia de seccionamiento, por cambio de tramo a aéreo, entre los tramos
representados por los LD10813_3 y CD10813_1.
2- Deficiencia de seccionamiento por distancia al final del tramo representado por el
LD10587_16.
3- Protección de distribución tipo PADTE ubicado en la cuadrícula 43Q700 con una carga
de 300Kva al 54% se encuentra subutilizada.
6- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Panamá_B4
1- Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por los LD6519_2 y
LD6519_3.
96
7- El circuito presenta sobrecarga en parte de su troncal principal debido a un cuello de
botella que pudiese limitar sus funciones como circuito emergente para sus circuitos
interconectados en condición de falla.
Después de haber modelado todas la condiciones actuales del la S/E Panamá en el ASP
en cuanto a demanda y capacidad instalada se refiere, obtuvimos una serie de resultados
que se expresan en la tabla # 7 llamada condiciones normales de la S/E que se presenta a
continuación. En esta tabla también se puede observar las violaciones de corriente y tensión
en cada uno de los circuitos y su respectivo tramo limitante. Es importante destacar que en la
tabla se muestran los porcentajes de carga de cada uno de los tramos más cargados por
circuitos y se encuentran resaltados todos aquellos que se encuentran por arriba de su
porcentaje de operación normal que es 80% para tramos subterráneos y 67% para tramos
aéreos.
Tabla # 6 Condiciones normales de la S/E Panamá
CALIBRE
N° DE
TIPO DE
DEMANDA
DEMANDA
CAPACIDAD
CIRCUITO
TRONCAL
DUCTOS
CARGA
CIRCUITO
TRAMO
NOMINAL TRAMO
(kVA)
(kVA)
Palo V_A1
1/0
AL15
Residencial
5410,5
Palo V_A2
4/0
AL
Residencial
Palo V_A3
1/0
AL15
Palo V_A4
1/0
AL15
Palo V_A5
500
PLT15
Palo V_A6
250
PLT15
CONDICIÓN NORMAL
%CARGA
% AV
(kVA)
-1
-2
4237
4970
85
LD11152_4
6917,69
6869
7776
88
LD1983_1
Residencial
5155,32
3957
4970
80
LD963_1
Residencial
6388,89
4502
4970
91
LD10786_1
6
Comercial
4231,61
4030
7408
54
CD5867_1
6
Residencial
3372,09
2369
5183
37
CD1988_11
Residencial
7045,06
7044
7776
Palo V_A8
4/0
AL15
Residencial
6927,97
6925
7776
89
LD1958_1
Palo V_A9
4/0
AL15
Residencial
6272,69
6237
5183
81
LD7607_1
Palo V_B1
250
PLT15
Residencial
5033,44
4822
5183
75
CD7611_1
Palo V_B2
4/0
ALPLT
Residencial
5680,69
5668
7776
72
LD2455_2
Palo V_B3
4/0
ALPLT
Residencial
5312,35
5302
7776
68
LD11153_1
Palo V_B4
4/0
ALPLT
Mixta
5390,09
5384
7776
69
LD6519_1
OCUPADOS PREDOMINANTE
Palo V_A7
4/0
AL15
6
91
LD1792_1
97
Como se puede observar en la tabla 7, esta subestación presenta muchos tramos
sobrecargados, que ponen en riesgo la continuidad del servicio eléctrico y disminuyen la
confiabilidad del mismo, ya que los circuitos de esta subestación actúan como circuitos
emergentes para otras subestaciones pero estos circuitos no tienen la capacidad de
recuperar casi ningún porcentaje de carga de algún circuito interconectado fallado.
A continuación se presenta una tabla donde se pueden observar el comportamiento de cada
uno de los circuitos de esta S/E en cuanto voltaje mínimo por circuito, pérdidas y factor de
potencia de cada. Es importante destacar que cuando hablamos de porcentajes de pérdidas
por criterios de diseño de la EDC dicho porcentaje no puede ser mayor del 3% ni la caída de
tensión en cualquier tramo puede ser mayor al 5% del voltaje del circuito.
98
Tabla #8 Condiciones actuales de la S/E Panamá
Circuito
Caída de
tensión (%)
Pérdidas
(%)
PNM_A01
PNM_A02
PNM_A03
PNM_A04
PNM_A05
PNM_A06
PNM_A07
PNM_A08
PNM_A09
PNM_B01
PNM_B02
PNM_B03
PNM_B04
0,959
0,976
0,972
0,948
0,995
0,997
0,926
0,96
0,948
0,993
0,968
0,949
0,968
2,09
1,29
2,09
3,57
0,28
0,17
3,67
2,58
2,92
0,36
1,76
3,27
1,61
Factor
de
Potencia
0,95
0,95
0,98
0,98
0,89
0,88
0,96
0,96
0,9
0,93
0,94
0,97
0,83
Tipo de
cliente
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Mixto
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Mixta
Como se puede observar en la tabla # 8 la casilla que esta en negrilla representa una
cantidad que se encuentran fuera del límite permitido por densidad del circuito de acuerdo a
las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad. PNM_A07 es un circuito
clasificado como un Circuito de Alta Densidad, y por norma este circuito puede tener un valor
caída máxima de tensión de un 6%. Observando la tabla 8 se ve claramente que pasó ese
límite.
99
Tabla # 9 Recuperación de Carga en Contingencia
Circuito
% de recuperación
KVA a
recuperar
KVA
recuperados
KVA no
recuperados
0
0
Panamá A1
100
5408
0
0
Panamá A3
Panamá A4
Panamá A5
16
3
0
1
6911
5139
6389
4231
3372
0
7045
ID12765
PNM_A07
ID12679
PNM_B04
ID29038
TAP_C1
PNM_B04
0
ID8012
PNM_A06
0
ID29210
PNM_A09
0
5824
ID5245
URB_B01
ID29743
PNM_B02
0
ID6042
PNM_A08
696
ID25864
PNM_B04
391
ID29828
PNM_A08
0
ID20322
PNM_A06
0
ID30438
PNM_A06
69
4990
ID7823
PNM_B02
0
ID8743
PDV_A04
80
ID20752
PNM_B02
0
ID7492
PNM_A07
0
ID8743
PNM_A03
0
ID12070
PNM_A05
0
ID21130
PNM_B03
0
ID21391
PNM_A07
0
6389
ID22219
PNM_B03
0
ID13228
PNM_A03
0
ID29800
PNM_A03
0
ID13237
PNM_B03
0
ID28807
PNM_B03
0
ID29588
PNM_B03
0
ID11924
PDV_A06
0
4199
ID12070
PDV_A04
ID24197
PDV_A06
0
ID8012
PDV_A02
0
ID11924
PNM_A05
ID28690
PDV_A02
ID24197
PNM_A05
879
ID27290
PNM_B01
2368
ID30438
PNM_A03
ID20322
PNM_A03
ID7492
PDV_A04
0
0
187
Panamá A7
PNM_A07
ID12312
0
100
ID12291
603
3765
Panamá A6
Interconexión
4222
0
Panamá A2
ID interconexión
0
7045
0
ID8295
PNM_B03
0
ID13422
PNM_B03
0
ID28342
PDV_A01
0
ID28343
PDV_A01
100
Panamá A8
42
6927
0
ID28711
PNM_B03
0
ID29013
PNM_B03
0
ID12291
PDV_A01
0
ID12765
PDV_A01
0
ID21391
PDV_A04
0
ID21452
PNM_B03
832
ID7132
PNM_B01
0
ID29206
PDV_A09
0
ID15499
PDV_A09
0
ID27047
URB_B01
0
ID29828
PDV_A02
0
ID11975
PDV_A09
ID18107
URB_B01
ID24050
TAP_C04
0
4049
0
Panamá A9
12
6272
888
ID6042
PDV_A02
692
ID18588
PDV_A09
2391
ID24050
TAP_C04
405
ID7111
PDV_B04
0
ID28164
PNM_B01
0
ID11975
PNM_A08
0
ID15499
PNM_A08
445
ID18588
PNM_A08
0
5527
ID29206
PNM_A08
0
ID19026
URB_B03
230
ID29210
PDV_A02
690
ID29209
PNM_A08
ID27290
PDV_A06
1991
Panamá B1
Panamá B2
Panamá B3
73
10
0
5033
5680
5312
1013
ID28164
PDV_A09
656
ID13836
PNM_A08
0
ID20752
PNM_A03
0
ID5226
URB_B01
0
1373
5084
ID7823
PNM_A03
0
ID11522
PNM_A07
596
ID29743
PDV_A02
0
ID21130
PDV_A04
0
ID21452
PNM_A07
0
ID22219
PNM_A04
0
ID8295
PNM_A07
0
ID13237
PNM_A04
0
5312
ID13422
PNM_A07
0
ID28711
PNM_A07
0
ID28807
PNM_A04
0
ID29013
PNM_A07
ID29588
PNM_A04
ID14852
PDV_A02
0
ID12679
PDV_A01
0
ID9596
TAP_C3
460
ID7111
PNM_A08
0
Panamá B4
42
5390
868
3116
101
0
ID22428
TAP_C3
422
ID25864
PDV_A02
433
ID12312
PNM_A01
102
Soluciones propuestas por circuito
Después de haber analizado todas los problemas y situaciones fuera de norma presentes en
cada uno de los circuitos de la S/E Palo Verde, se llegó a la conclusión que la manera de
solucionar todos problemas y fallas presentes y a su vez aplicar una mejor gerencia de
activos es a través de la implementación de las soluciones que se presentan a continuación
para cada uno de los circuitos de esta S/E.
A continuación se presenta una tabla donde se especifican todos los equipos a retirar
de la S/E Palo Verde y una tabla resumen con los respectivos costos asociados a esos
equipos que vendría a representar ahorro para nuestra compañía.
Panamá_ A1
123456-
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD3154_3.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD15326_6.
Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD12448_5.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD1793_7.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD7090_7.
Se recomienda realizar un cambio de calibre de 1/0 a 4/0 del tramo representado por
el LD1152_4 y descargar este circuito a través del ID11300. La maniobra sería abrir el
ID11300 (interconexión con TAP_C01), cerrar el ID29038, transfiriendo de esta
manera una carga de aproximadamente 3000KVA.
Panamá_A2
1. Retirar equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 51EO169 y conectar
directo.
2. Retirar equipo 3 vías tipo GRAM ubicado en la cuadrícula 50EO343 y en su lugar
instalar una conexión modular sencilla.
3. Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD2005_11.
4. Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD5729_9.
5. Se recomienda a la Gerencia de Planificación de la red estudiar la posibilidad de crear
otro circuito para descargar este circuito.
Panamá_A3
1- Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD2017_4.
2- En vista que los circuitos cercanos con los que se pudiese realizar un traspaso de
carga se encuentran ya cargados al máximo, se recomienda realizar un cambio de
calibre, específicamente al tramo representado por el LD963_1 de 1/0 a 4/0.
Panamá_A4
1- Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD10786_5.
103
2- instalar protección de distribución tipo fusible de línea al inicio del tramo representado
por el LD7101_2.
3- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD7101_4.
4- Se recomienda realizar un cambio de calibre de 1/0 a 4/0, para mejorar las
condiciones operativas de este circuito, específicamente el tramo representado por el
LD10786_1.
Panamá_A5
1- Retirar equipo 3 vías tipo TRAM ubicado en la cuadrícula 50EO184 al que se conectan
los ID’s del 18063 al 18065 y conectar directamente los conductores CD5866_3,
CD5867_1 y CD7127_1.
2- Retirar equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 50EO197 al que se
conectan los ID’s del 29667 al 29670 y conectar directamente los conductores
CD5868_9, CD5869_1, CD5862_7 y CD5862_5.
Panamá_A6
1- Retirar protección de distribución representado por el PD45794 ubicado en la
cuadrícula 50EO287.
2- Retirar protección de distribución representado por el PD46495 ubicado en la
cuadrícula 50EO278.
3- Retirar equipo 3 vías tipo TRAM ubicado en la cuadrícula 50EO279 y conectar los
tramos representados por los CD1988_13, CD6396_1 y CD16384_1 directamente
cada uno.
Panamá_A7
1234-
Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD1792_4.
Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD1792_15.
Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD7113_10.
Instalar protección de distribución tipo fusible de línea al final del tramo representado
por el LD1790_8.
5- Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD7113_15.
3. Se recomienda a la Gerencia de Planificación de la red estudiar la posibilidad de crear
otro circuito para descargar este circuito.
Panamá_A8
1- Instalar cuchilla al final del tramo representado por LD1958_1.
2- Instalar cuchilla al final del tramo representado por LD5812_6.
3- Retirar equipo tipo SRAD ubicado en la cuadrícula 14EO180 y en su lugar colocar una
cuchilla tipo CT600 o CU400.
4- Se recomienda a realizar un traspaso de carga al circuito Urbina B1 de la siguiente
manera:
• Cerrar el ID18107 perteneciente a Urbina B1 y abrir los ID26320 e ID8409,
transfiriendo de esta manera 1630KVA instalados y 489KVA de demanda
descargando de esta manera este circuito sin sacar de los límites
104
recomendados al circuito Urbina B1, ya que este se encuentra al 72% en un
250MCM, pudiendo este llegar a un porcentaje mucho más alto por ser un
cable y no un conductor.
Panamá_A9
1- Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD1707_5.
2- Retirar protección de distribución tipo PADTE ubicado en la cuadrícula 22EO552 y en
su lugar colocar protección de distribución tipo fusible.
3. Se recomienda a la Gerencia de Planificación de la red estudiar la posibilidad de crear
otro circuito para descargar este circuito.
Panamá_B1
1- Retirar equipo 4 vías tipo GRAM2 ubicado en la cuadrícula 51EO118 y en su lugar se
va a seguir el siguiente procedimiento:
-Conectar directamente los tramos representados por el CD16400_7, CD5791_1 al
ID28159 y retirar el indicador de fallas de su ubicación actual y colocarlo en la salida
del ID28158 con ubicación 51EO118 y conectar el CD7607_1 directamente con el
CD7609_1 en la misma cuadrícula.
2- Planificación de la Red de distribución debe buscar circuitos emergentes a los cargas
representadas por los PD 42869 con una carga de 750KVA al 7%, PD42869 de
1000KVA al 20% y al interruptor 4 vías al que se conectan los ID’s del 29704 al 29707.
Panamá_B2
1- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD964_11.
2- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD964_5.
3- Realizar un traspaso de carga al circuito Urbina_A7, ya que este cuenta con gran
capacidad disponible. El procedimiento sería el siguiente:
• Cerrar el ID11522 perteneciente a Urbina_A7 y abrir el ID5216, transfiriendo de
esta manera 1785KVA instalados que equivaldría a 890Kva de demanda. De
esta manera quedaría este circuito y el circuito Urbina_A7, dentro de los rangos
recomendados.
Panamá_B3
1- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el CD10813_1.
2- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD10587_16.
3- Retirar equipo tipo PADTE representado por el PD31520 ubicado en la cuadrícula
43Q700 y colocar en su lugar protección de distribución tipo fusible.
105
Panamá_B4
1- Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD6519_2.
2- Se recomienda realizar un traspaso de carga a Hoyo de las Tapias C3, ya que este se
encuentra al 43 % y podría recibir parte de esta carga. El procedimiento sería el
siguiente:
• Abrir el ID9343, perteneciente a Panamá_B04 y cerrar el ID9593 perteneciente
a Hoyo de las Tapias C3, pasando de esta manera unos 2500KVA instalados,
lo que representaría una demanda aproximada de 680KVA. De esta manera el
circuito no quedaría sobrecargado.
De aplicar todas las estrategias elaboradas, las condiciones operativas de las subestación
referentes a recuperación de carga, caída máxima de tensión y capacidad del troncal
estarían dentro de los rangos recomendados aumentando la confiabilidad y calidad del
servicio eléctrico.
En la tabla # 9, que se presenta a continuación, se pueden observar todos los equipos que
según las estrategias elaboradas en este informe deben ser retirados.
106
Tabla # 9 Equipos a retirar de la S/E Panamá
EQUIPOS SUBUTILIZADOS (Retirar)
Manual (M) ò
Autom(A)
Interconexiòn
Estructura
Cantidad de
Vías
51EO169 ID25860/ID25861/ID25862/ID25863 GRAM2
M
Panamá B4
E
4
Panamá_A2
50EO343 ID18527/ID18528/ID18529
GRAM
M
No
S
3
Panamá_A5
50EO184 ID18063/ID18064/ID18065
TRAM
M
No
S
3
4
Panamá_A5
50EO197 ID29667/ID29668/ID29669/ID29670 GRAM2
M
No
S
4
5
Panamá_A6
50EO287 PD45794
EV200
M
Panamá A3
S
1
6
Panamá_A6
50EO278 PD46495
EV200
M
Panamá A3
S
1
7
Panamá_A6
50EO279 ID29383/ID29384/ID29385
TRAM
M
No
S
3
8
Panamá_A8
14EO180 ID27047/ID27o48
SRAD
M
Urbina_B1
C
2
9
Panamá_A9
22EO552 PD47901
PADTE
M
No
V
1
10
Panamá_B1
51EO118 ID28160/ID28161/ID28162/ID28163 GRAM2
M
Panamá A9
S
4
11
Panamá_B3
M
No
V
1
IT
Circuito
1
Panamá_A2
2
3
Ubicación
43Q700
Tipo de
equipo
Equipo
PD31520
PADTE
Tabla # 10 Costos por Equipos y ahorro que representan
Cantidad
Costo
Unitario ($)
Costos de
Reposición ($)
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
1
3
3
8.450
11.050,00
18.850,00
8450
33.150,00
56.550,00
Transferencias Automáticas
0
0
0
Equipos
Seccionamiento 2 vías
Transferencias Manuales
Total ( $ )
4
6.500,00
26.000,00
11
44.850,00
124.150,00
107
Conclusiones y recomendaciones
1- Esta S/E posee 13 circuitos de las cuales 4 tienen un factor de uso menor al 45 %, 8
circuitos con factores de utilización mayores que 45 % y menores que 75 % y 1
circuito que tiene un factor de uso igual al 75% por lo que se recomienda revisar la
capacidad instaladas en estos circuitos ya que pudiesen estar subutilizados en esta
S/E pudiendo cambiarse por otros y optimizar los recursos.
2- Esta subestación presenta deficiencia de interconexiones útiles, es decir, que
pudiesen recuperarla en condición de emergencia debido a limitantes (cuellos de
botellas) pertenecientes a los circuitos emergentes, y en algunos casos,
pertenecientes a ella misma.
3- Es recomendable evaluar y analizar el cambio de calibre de aquellos tramos que
actúan como cuellos de botellas en las interconexiones de los circuitos para aumentar
la confiabilidad del sistema.
4- Después de haber analizado todas las condiciones de esta S/E, se plantea la pronta
eliminación de un total de 11 equipos de la subestación entre interruptores
automáticos, 3 vías, 4 vías. Cuchillas y protecciones de distribución junto con sus
interconexiones, los cuales estaban siendo subutilizados y de esta manera aplicar una
eficiente gerencia de activos de la Electricidad de Caracas.
5- Referente a las fallas es importante destacar que el mayor número de ellas ocurrieron
por defecto de instalación, deterioro por el tiempo por lo que es importante tratar de
evitar estas situaciones nuevamente.
6- Se recomienda realizar actualizaciones de carga a cada uno de los equipos que
componen la red de distribución de esta subestación.
7- Es importante resaltar que esta subestación de aplicarse las estrategias sugeridas en
este informe tendría una mayor confiabilidad en barra, circuitos con los activos
mínimos necesarios para su mejor funcionamiento y la configuración de red y equipos
dentro de las normas por las que se rige nuestra compañía.
8- En la realización del estudio a esta S/E fue punto de atención el que muchos clientes
tenían una gran capacidad instalada de equipos, tenían un porcentaje de utilización
alto en planos pero que se compara con la base de datos de facturación no coincidían
ya que casi siempre la base de datos de ventas estaba muy por debajo de lo que se
esperaba. Por tal razón se recomienda realizar mediciones a los clientes de esta S/E,
sobre todo a los clientes que tienen gran capacidad instalada.
128
INFORME
Planificación Operativa de la Red de Distribución
ESTUDIO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS
DE LA S/E MADRID (4,8 KV)
INTRODUCCIÓN
En el presente informe se muestran los resultados del estudio operativo de la S/E Madrid,
propiedad de EDC, la cual presta servicio a la región este de la cuidad capital y esta
equipada con 4 unidades de 3 MVA de capacidad normal y 3,75MVA de capacidad de
ventilación forzada. Dicha S/E tiene una capacidad firme de 13,5 MVA y alimenta catorce
circuitos de distribución.
Esta S/E se encuentra formada por tres barras unidas a través de interruptores de barra que
se encuentran normalmente cerrados formando una barra única como se puede observar en
el circuito unifilar de la figura #1.
Figura #1 Diagrama Unifilar de la S/E Madrid
DIAGNÓSTICO
Como diagnóstico tanto a nivel de S/E como a nivel de circuitos que alimenta, se presenta
este análisis tomando en cuenta los siguientes aspectos: Condiciones de operación normales
129
y de emergencia, seccionamiento, memos CCO y análisis de interrupciones del último año.
En base a lo antes reseñado tenemos lo siguiente:
A nivel de Subestación: Actualmente la S/E se encuentra operando con una demanda total
en principales de 7,758 MVA, es decir, al 57,46% de su capacidad firme (ver tabla # 1 y 2).
La distribución de la carga en barras presenta un leve desbalance ya que si se abriese uno
de los dos interruptores de barras, dos unidades transformadoras asumirían el 58,3% de la
carga total de la S/E mientras que las otras dos unidades transformadoras asumirían el
41,7% restante de la carga total de la S/E. . Es importante destacar que aunque existe el
desbalance antes mencionado, este no causa ninguna violación en la capacidad de ninguna
de las unidades transformadoras pertenecientes a la S/E.
A continuación se presenta en la tabla #1 la demanda máxima promedio en su hora pico,
con base en el histórico del promedio máximo diario en el período de un año, aportado por el
SCADA para cada interruptor y principal además de su respectivo factor de utilización.
Tabla 1: Demanda Máxima Promedio
NIVEL DE
TENSIÓN
<KV>
DEMANDA
MAXIMA
PROMEDIO
(A)
MADRID A6
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
140,04
286,43
300
170
161,96
1164,24
2381,36
2494,15
1413,35
1346,54
3555
4735
7050
3100
2700
0,33
0,5
0,35
0,46
0,5
PPAL 1
PPAL 2
PPAL 4
PPAL 5
4,8
4,8
4,8
4,8
239,89
235,06
225,33
232,91
1994,42
1954,24
1873,33
1936,35
3750
3750
3750
3750
0,53
0,52
0,5
0,52
CIRCUITO/PPAL
MADRID A1
MADRID A2
MADRID A4
MADRID A5
Total Principales S/E Madrid
DEMANDA
CAPACIDAD
MAXIMA
INSTALADA
PROMEDIO
(kVA)
(kVA)
F.U.
7758,34
Tabla # 2 Capacidad firme de la S/E
Principales
Transformador 1
Transformador 2
Transformador 4
Transformador 5
Capacidad firme de la S/E
Capacidad Capacidad
normal
de vent. Forz
3MVA
3MVA
3MVA
3MVA
3,75MVA
3,75MVA
3,75MVA
3,75MVA
13,5MVA
DEMANDA
MAXIMA EN
BARRA
(kVA)
8290
12850
130
A nivel de circuitos de la S/E MADRID
Factor de utilización
Esta S/E posee 5 circuitos de las cuales 3 tienen un factor de utilización menor al 45 %, y
los otros dos circuitos restantes tienen un factor de utilización igual al 50%.
En el grafico #1 se puede observar la relación entre capacidad instalada y demanda que
es lo que se conoce como el factor de utilización.
Grafico # 1 Factor de Utilización de los circuitos de la S/E Madrid.
Factor de Utilización
8000
7000
DEMANDA MAXIMA
PROMEDIO (kVA)
0,35
CAPACIDAD INSTALADA
(kVA)
6000
0,5
5000
4000
0,33
0,46
0,5
3000
2000
1000
0
A1
A2
A4
A5
A6
Desde el punto de vista de interrupciones del servicio eléctrico, está subestación al ser
evaluada en un período que comprende desde Junio del 2005 a Mayo del 2006 presenta un
total de 63 interrupciones del servicio eléctrico siendo 44 de ellas por fallas en el sistema de
distribución y 19 por paros programados. Dichas fallas se deben a diversas causas
resaltando por su representativo porcentaje de ocurrencia las fallas por deterioro de equipos
y fallas por causas desconocidas. A continuación se muestra una tabla donde se especifica
la duración en minutos de las fallas por circuito y los MVAmin interrumpidos durante la falla.
Tabla # 3 Duración de interrupciones por circuito
Circuitos
Madrid A1
Madrid A2
Madrid A4
Madrid A5
Madrid A6
Duración (min)
2800
1491
4284
3510
627
MVAmin
861
1078,6
7617,2
5444,4
557,5
131
Las siguientes tres gráficas representan los circuitos más afectados por fallas en el período
Junio 2005 – Mayo 2006, clasificación de las fallas y las principales causas respectivamente.
Gráfico # 2 Circuitos más afectados por fallas en el período Junio 2005 - Mayo 2006
Circuitos más afectados por fallas
Madrid A6
4%
Madrid A1
9%
Madrid A2
4%
Madrid A1
Madrid A2
Madrid A4
Madrid A5
Madrid A6
Madrid A4
37%
Madrid A5
46%
Gráfico # 3 Clasificación de fallas
Clasificación de fallas por nivel
Nivel 8
26%
Nivel 6
Nivel 7
Nivel 8
Nivel 6
65%
Nivel 7
9%
Gráfico # 4 Principales causas de fallas
Principales causas de falla
Otras
24%
Defectos de
instalación
7%
Deterioro de
equipos
30%
Deterioro de
equipos
Desconocida
Desconocida
39%
Defectos de
instalación
Otras
132
Referente a memos CCO
Esta S/E presenta un total de 7 memos CCO pendientes, de los cuales 4 de ellos son
de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de la red, atenta contra la
seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen directamente en la calidad de servicio
eléctrico que se presta a nuestros clientes y la confiabilidad de los circuitos de la S/E. Por
otro lado, tenemos los restantes 3, que son de memos prioridad II, que se refieren a
estructura, equipos en
baja tensión, medidas y mantenimiento preventivo de ciertos
equipos pertenecientes a los circuitos de esta S/E.
A continuación se presenta la tabla # 4 y la gráfica #2 donde se puede observar cada
uno de estos memos CCO, el circuito al que corresponden y la prioridad que cada una de
ellos representa a EDC.
Tabla # 4 Memos CCO de la S/E Madrid
Aviso
2000-244
2004-1004
2004-3425
2005-1025
2005-1684
2005-3879
2006-1560
Fecha de
aviso
23/01/2000
12/04/2004
22/10/2004
07/04/2005
07/06/2005
21/12/2005
16/06/2006
Descripción
97EN153.Casilla pequeña para maniobrar
Falta palanca de maniobras
Fuera de norma
Línea MT floja/a punto de caer
Árboles/objetos próximos a líneas de MT
INFORPARION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
Denominación
MADRID A3
MADRID A5
MADRID A6
MADRID A1
MADRID A2
MADRID A5
MADRID A5
Prioridad
2
1
1
1
1
2
2
Gráfico # 6 Clasificación de memos CCO según prioridad
Clasificación Memos CCO según prioridad
Prioridad 2
42%
Prioridad 1
Prioridad 2
Prioridad 1
58%
Confiabilidad en barra de la S/E
Referente a la confiabilidad en barra de la subestación, contamos con un total de 18
interconexiones, siendo 6 de ellas con otras subestaciones y las restantes 12 son
interconexiones entre circuitos de las misma subestación. A excepción del circuito MADRID
A6 de los 5 circuitos de esa S/E, todos presentan más de dos interconexiones con circuitos
de otras barras y con otras subestaciones aumentado de esta manera la confiabilidad en
133
barra ya que pueden ser recuperados en situación de emergencia. A continuación se puede
observar en la tabla # 3 el resumen de las interconexiones de esta S/E.
Tabla # 5 Interconexiones de la S/E Madrid
VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN
PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA
RED DE DISTRIBUCIÓN
MADRID A2 (4635 kVA)
MADRID A4
X
X
(7050 kVA)
X
X
MADRID A6
X
X
PARIS A14
X
X
X
PARIS A13
X
X
MADRID A5 (3100 kVA)
(2700 kVA)
X
PARIS A7
MADRID A4
MADRID A2
X
MADRID A6
(3530 kVA)
MADRID A5
MADRID A1
MADRID A1
CIRCUITO_FALLADO (kVA Instalado)
SUIZA A7
INTERCONEXIONES DE LA SUBESTACIÓN MADRID-2006
X
X
X
X
X
Circuitos de la S/E Madrid
A continuación se presenta un diagnóstico referente a equipos, configuración de la red y cargas
por cada uno de los circuitos pertenecientes a la S/E Madrid basados en la optimización de
recursos y calidad de servicio eléctrico.
Madrid_A01
1. Cuchilla tipo CU200 identificada con el ID2989 ubicado en la cuadrícula 86EN179 no
se encuentra prestando ninguna función en la red de distribución.
2. Protección de distribución representada por el PD11215 y ubicación 87EN256 y
500KVA de capacidad se encuentra subutilizada en una conexión tipo Banking junto
al PD11271.
134
Madrid_A02
1. Deficiencia de seccionamiento a la salida del interruptor principal. Contamos con dos
copas que no están siendo seccionadas correctamente.
Madrid_A04
1. Equipo 4 vías tipo RAC al que se conectan los ID del 23041 al 23044, con ubicación
65EN394 esta siendo subutilizado.
2. Deficiencia de seccionamiento a la salida del interruptor principal ya que este posee dos
copas y no están siendo seccionadas.
3. Equipo 3 vías tipo SGRAM al que se conectan los ID del 26657 al 26659, con ubicación
87EN241 esta siendo subutilizado.
4. Equipo 3 vías tipo STRAM al que se conectan los ID del 26782 al 26784, con ubicación
65EN258 esta siendo subutilizado.
1. Equipo 3 tipo TRAM al que se conectan los ID del 24241 al 24243, con ubicación
78EN293 esta siendo subutilizado.
Madrid_A05
1. Deficiencia de seccionamiento a la salida del interruptor principal debido a que este
posee dos copas y no están siendo seccionadas.
2. Equipo 3 vías tipo GRAM al que se conectan los ID del 30319 al 30321, con ubicación
88EN234 esta siendo subutilizado.
3. Equipo 3 vías tipoTRAM al que se conectan los ID del 30148 al 30151, con ubicación
88EN415 esta siendo subutilizado ya que no es necesaria la interconexión con el
circuito PARIS_A07 para ninguno de los dos. (Este equipo pertenece al circuito
PARIS_A07)
4. Protección de distribución representada por el PD12651 ubicación 88EN360 y
capacidad de 500KVA se encuentra subutilizada en una conexión tipo Banking al
PD12652.
5. Protección de distribución representada por el PD47300 ubicación 88EN280 y 500KVA
de capacidad se encuentra subutilizada en una conexión tipo Banking al PD47284.
Madrid_A06
1. Equipo 3 vías tipo STRAM al que se conectan los ID del 26468 al 26470, con
ubicación 65EN258 esta siendo subutilizado ya que la interconexión que posee no es
necesaria en este circuito y tampoco lo es para el circuito PARIS_A15.
Después de haber modelado en el Sistema de Adquisición de Datos y Control Supervisor
(SCADA), todas las condiciones normales de esta S/E, en cuanto a demanda y capacidad
instalada se refiere, obtuvimos una serie de resultados que se expresan en la tabla # 6
llamada condiciones normales de la S/E que se presenta a continuación. En esta tabla
también se pueden observar las violaciones de corriente y tensión en cada uno de los
circuitos y su respectivo tramo limitante. Es importante destacar que el porcentaje máximo
135
aceptable para el tramo limitante o cuello de botella es del 80% (tramos subterráneos) y
esta S/E tiene todos sus tramos por debajo del porcentaje máximo.
Tabla # 6 Condiciones normales de la S/E MADRID
CALIBRE
CIRCUITO
TRONCAL
N° DE
TIPO DE
DEMANDA DEMANDA
DUCTOS
CARGA
CIRCUITO
TRAMO
NOMINAL TRAMO
%CARGA
% AV
(kVA)
(kVA)
(kVA)
-1
-2
1995
66
CD1493_1
OCUPADOS PREDOMINANTE
Madrid_A1
Madrid_A2A
Madrid_A2B
Madrid_A4A
Madrid_A4B
Madrid_A5
Madrid_A5
Madrid_A6
250
PLT5
250
PLT5
250
PLT12
250
PLT12
250
PLT12
250
PLT12
250
PLT12
250
PLT12
CAPACIDAD
6
Residencial
1164,24 1155,62
6
Residencial
685
685
1995
6
Residencial
1695
1695
1995
6
Residencial
806,73
806,73
1995
6
Residencial
1488,18 1488,18
1995
6
Residencial
6
Residencial
1222,14 1222,14
1995
6
Residencial
1346,54 1338,53
1995
85,86
85,86
1995
CONDICIÓN NORMAL
34
CD1495_1
80
CD9977_1
41
CD1511_1
75
CD1518_1
4
CD1509_1
61
CD1501_1
67
CD4176_1
Soluciones propuestas por circuitos
Después de haber analizado todas los problemas y situaciones fuera de norma presentes en
cada uno de los circuitos de la S/E Madrid, se llegó a la conclusión que la manera de
solucionar todos problemas y fallas presentes y a su vez aplicar una mejor gerencia de
activos es a través de la implementación de las soluciones que se presentan a continuación
para cada uno de los circuitos de esta S/E.
Madrid_A01
1. Retirar protección de distribución representada por el PD11215
cuadrícula 85EN256.
ubicada el la
136
2. Retirar equipo 1 vía tipo CU200 al que se conecta el ID2989 ubicado en la cuadrícula
86EN179.
Retirar
Figura 1
Madrid_A02
1. Se recomienda instalar cuchilla al comienzo del LD1494_1, de esta manera se estarían
seccionando correctamente las dos copas de este circuito.
Madrid_A04
1. Para este caso tenemos dos posibles soluciones que van a depender de un estudio de
costo de los equipos necesarios para seccionar la salida de este interruptor y para ello
planteamos dos estrategias que son las siguientes:
1.1 Instalar equipo cuatro vías a la salida del interruptor principal seccionando de
esta manera cada una de las copas de este circuito. El costo de este equipo 4
vías es de aproximadamente de 18.850$ y existe espacio en la S/E para
instalar este equipo y la operación sería como se observa en la figura 2.
Figura 3
1.2 Instalar equipo 3 vías y conectar cada una de las copas a una vía del interruptor
quedando una de las tres vías libre que sería a la que se va a conectar la
alimentación. Esta alimentación será llevada desde el interruptor principal al
equipo tres vías por medio de la instalación de un tramo de cable que
dependiendo la proyección de la demanda pudiese ser un cable de aluminio
con aislamiento termoplástico de calibre 250MCM o 500MCM con un costo de
4356,88Bs/m para el primero y 7035,86Bs/m para el segundo, además de que
el equipo tres vías tiene un costo de 11.050$. La decisión de cual estrategia
tomar y que calibre instalar va a depender de los costos y proyecciones de
demanda a la hora de realizar el seccionamiento. Esta reconfiguración se
puede observar en la figura 3 a continuación.
137
Figura 4
2. Retirar equipo 4 vías tipo RAC al que se conectan los ID del 23041 al 23044, con
ubicación 65EN394 y conectar los tramos CD1515_9 y CD1513_4 a través de una
conexión modular y conectar directamente el tramo CD3924_1.
Figura 5
3. Retirar equipo 3 vías tipo SGRAM al que se conectan los ID del 26657 al 26659, con
ubicación 87EN241.
Figura 6
4. Retirar equipo 3 vías tipo STRAM al que se conectan los ID del 26782 al 26784 con
ubicación 65EN258.
Figura 7
138
5. Retirar equipo 3 vías tipo TRAM al que se conectan los ID del 24241 al 24243 con
ubicación 78EN293. Esta estrategia fue aplicada en el estudio realizado a la S/E PARIS
ya que esta interconexión es innecesaria para ambos circuitos.
Retirar
Figura 8
Madrid_A05
1. Retirar protección de distribución representada por el PD47300 ubicado en la
cuadrícula 88EN280.
2. Retirar protección de distribución representada por el PD12651 ubicado en la
cuadrícula 88EN360.
3. Retirar equipo 3 vías tipo TRAM al que se conectan los ID del 30148 al 30150, con
ubicación 88EN415. (Este equipo fue retirado en estudio a la S/E PARIS. Pertenece al
circuito PARIS_A07)
4. Instalar interruptor 3 vías a la salida del interruptor principal para seccionar las dos
copas que posee agregando un tramo corto de cable del interruptor principal a una de
las vías del equipo y a su vez conectar cada una de las copas a las dos vías restantes
del equipo.
Figura 9
5. Retirar equipo 3 vías tipo GRAM al que se conectan los ID del 30319 al 30321, con
ubicación 88EN234.
Figura 10
139
Madrid_A06
1. Retirar equipo 3 vías tipo STRAM al que se conectan los ID del 26468 al 26470, con
ubicación 65EN258. (Este equipo fue retirado en estudio a S/E PARIS. Pertenece al
circuito PARIS_A15)
Retirar
Figura 11
A continuación se presenta una tabla donde se especifican todos los equipos a retirar de la
S/E Madrid y una tabla resumen con los respectivos costos asociados a esos equipos que
vendría a representar ahorro para nuestra compañía.
Tabla # 7 Equipos a retirar de la S/E Madrid
EQUIPOS SUBUTILIZADOS (Retirar)
Tipo de
equipo
Manual (M) ò
Autom(A)
Interconexiòn
Estructura
Cantidad de
Vías
ID2989
CU200
M
No
C
1
87EN256
PD11215
CO200
M
PAR_A05
S
1
66EN394
ID23041/ID23042/ID23043/ID23044
RAC
M
PAR_A02
S
4
PAR_A04
87EN241
ID26657/ID266585/ID26659
SGRAM
M
PAR_A02
S
3
5
PAR_A04
65EN258
ID26782/ID26783/ID26784
STRAM
M
PET_A14
S
3
6
PAR_A04
78EN293
ID24241/ID24242/ID24243
TRAM
M
PET_A07
S
3
7
PAR_A05
88EN234
ID30319/ID30320/ID30321
GRAM
M
No
S
3
8
PAR_A05
88EN415
ID30148/ID30149/ID30150
TRAM
M
PET_A07
S
3
9
PAR_A05
88EN360
PD12651
CO200
M
PAR_A04
S
1
10
PAR_A05
88EN280
PD47300
SF6A6
M
PAR_A04
S
1
11
PAR_A06
65EN258
ID26468/ID26469/ID26470
STRAM
M
PET_A15
S
3
IT
Circuito
Ubicación
1
PAR_A01
86EN179
2
PAR_A01
3
PAR_A04
4
Equipo
140
Tabla # 8 Costos por Equipos y ahorro que representan
Equipos
Cantidad
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Equipos de Protección
Transferencias Manuales
Total ($ )
6
1
0
4
11
Costos de
Costo
Reposición
Unitario ($)
($)
11.050,00
18.850,00
0
6.500,00
36.400,00
66.300,00
18.850,00
0
26.000,00
111.150,00
Después de haber realizado todo este análisis, haber aplicado las estrategias propuestas
para optimizar tanto la distribución de equipos en la red como su capacidad y configuración
operativa tenemos el siguiente resumen de interconexiones para esta subestación que se
muestra en la tabla # 9, en donde rápidamente podemos inferir cuan confiable es esta S/E
con respecto a la recuperación de sus circuitos en condiciones de emergencias.
A continuación se presentan las tablas de recuperaciones para manejo operativo. Ver tabla 9.
TABLA # 9 RECUPERACIONES PARA MANEJO OPERATIVO
Circuito
Fallado
Circuito
MADRID A5
PAR A1
PAR A2
PAR A4
PAR A5
Intercon
.
Cuello
Botella
Tipo
Capac. Capac.
Libre
Norm. Emerg.
<kVA>
Condición Normal
Condición Emergencia
(Conductor )
(Conductor )
%Recuperado
%Carga del Conductor
Libre
%Carga del Conductor
(100% Recuperado)
<kVA>
(100% Recuperado)
120
1276
96
ID30321 CD1501_1 PLT12_250_5
1995
2504
767
66
SUIZA A7
ID1150 CD1488_5 PLT12_250_5
1995
2504
1987
100
59
2496
47
SUIZA A7
ID21661 CD1342_1
PLT5_2_5
1106
1327
0
0
236
0
197
MADRID A2
ID3221 CD1491_1
PLT12_2_5
981
1219
931
80
124
1169
100
MADRID A5
ID11810 CD1503_
PLT12_2_5
981
1219
524
45
166
762
133
MADRID A2
ID2830 CD1491_3
PLT5_20_5
1180
1504
1062
91
109
1386
85
MADRID A2
ID6056 CD1482_7
PLT12_2_5
981
1219
847
73
133
1085
107
MADRID A6
ID13820 CD4176_1 PLT12_250_5
1995
2504
610
52
128
1119
102
MADRID A4
ID23044 CD1518_1 PLT5_250_5
1995
2504
495
21
194
1004
106
PARIS A13
ID4013 LD2015_4
CU5_30_5
915
1098
1704
72
133
1887
34
MADRID A1
ID6056 CD1492_2
PLT5_2_5
1106
1327
758
32
285
979
114
MADRID A4
ID26658 CD1511_1 PLT12_250_5
1995
2504
1141
48
161
1650
81
MADRID A1
ID3221 CD4783_2
PLT12_2_5
1106
1327
973
41
242
1194
98
MADRID A1
ID2830 CD1493_1 PLT5_250_5
1995
2504
510
22
206
1019
106
PARIS A7
ID24241 CD5499_2 PLT12_20_5
1421
1775
729
32
211
1083
105
MADRID A5
ID30022 CD1506_5
PLT5_20_5
1180
1504
782
34
237
1106
104
MADRID A5
ID26688 CD1506_5
PLT5_20_5
1180
1504
782
34
237
1106
104
MADRID A2
ID26658 CD1482_7
PLT12_2_5
1106
1327
947
37
249
1168
100
PARIS A14
ID3824 CD1514_13 PLT12_2_5
1106
1327
439
19
291
660
138
PARIS A14
ID26784 CD5126_3 PLT12_250_5
1995
2504
806
35
175
1315
94
MADRID A6
ID15535 CD1485_3 PLT12_250_5
1995
2504
633
28
196
1142
101
MADRID A2
ID23044 CD1516_5
PLT5_20_5
1180
1504
1106
48
207
1430
82
MADRID A6
ID8255 CD1485_3 PLT5_250_5
1995
2504
633
28
196
1142
101
PARIS A7
ID30150 CD5499_2 PLT12_20_5
1421
1775
729
56
141
1083
105
MADRID A4
ID26688 CD4738_6
PLT5_2_5
1106
1327
865
66
151
1086
106
MADRID A4
ID30022 CD4738_5
PLT5_2_5
1106
1327
865
66
151
1086
106
MADRID A1
ID30321 CD1502_9 PLT12_20_5
1421
1775
1413
100
93
1767
66
PARIS A13
ID8427 CD1998_2 PLT12_20_5
1421
1775
1247
95
104
1601
75
142
MADRID A1
PAR A6
ID11810 CD4387_1 PLT12_20_5
1421
1775
1413
100
93
1767
66
PARIS A15
ID26468 CD5125_2 PLT12_250_5
1995
2504
1136
84
111
1645
81
MADRID A4
ID15535 CD1518_1 PLT12_250_5
1995
2504
495
37
143
1004
106
MADRID A4
ID8255 CD1518_1 PLT12_250_5
1995
2504
495
37
143
1004
106
MADRID A1
ID13820 CD1493_1 PLT12_250_5
1995
2504
510
38
148
1019
106
143
Conclusiones y recomendaciones
1- Esta S/E posee 5 circuitos de las cuales 3 tienen un factor de utilización menor al
45%, y los otros dos circuitos restantes tienen un factor de utilización igual al 50%.
Lo antes mencionado respecto al factor de utilización de los circuitos de esta S/E
debe ser tomado en cuenta en función de alguna reconfiguración de la red de
distribución ya que se pudiesen estar subutilizando equipos. Se recomienda
elaborar un plan para sustituir los transformadores subutilizados por otros de
menor capacidad.
2- Después de haber analizado todas las condiciones de esta S/E, se recomienda la
pronta eliminación de un total de 11 equipos entre interruptores automáticos, 3
vías, 4 vías. Cuchillas y protecciones de
distribución
junto con sus
interconexiones, los cuales estaban siendo subutilizados y de esta manera aplicar
una eficiente gerencia de activos de la Electricidad de Caracas.
3- Referente a las fallas es importante destacar que el mayor número de ellas
ocurrieron por deterioro de equipos y causas desconocidas. Es importante
destacar que las fallas por deterioro de equipos deben ser reducidas a cero a
través de planes preventivos-correctivos a la red de distribución.
4- Esta S/E presenta un total de 7 memos CCO pendientes, de los cuales el 57,7 %
de ellos son de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos
de la red, atenta contra la seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen
directamente en la calidad de servicio eléctrico que se presta a nuestros clientes y
la confiabilidad de los circuitos de la S/E y es por ello que es imperativo el cierre de
dichos memos CCO.
5- Es importante resaltar que esta subestación de aplicarse las estrategias sugeridas
en este informe, tendrá una mayor confiabilidad en barra, circuitos con los activos
mínimos necesarios para su mejor funcionamiento y la configuración de red y
equipos dentro de las normas por las que se rige nuestra compañía.
109
INFORME
Planificación Operativa de la Red de Distribución
ESTUDIO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS
DE LA S/E HONDURAS (12,47KV)
INTRODUCCIÓN
En el presente informe se muestran los resultados del estudio de condiciones operativas de
la S/E Honduras, propiedad de EDC, la cual presta servicio a la región este de la cuidad
capital y esta equipada con cuatro unidades.
La subestación Honduras es alimentada a través de 2 subestaciones de distribución que son:
la subestación Canadá 69KV (anillo 69KV), que alimenta dos unidades transformadoras, que
transforman de 69KV a 12,47KV, y la subestación Canadá 30KV que alimenta a 2 unidades
más, que transforman de 30KV a 8,3KV. Cabe destacar que este estudio se limita al nivel de
tensión de 12,47KV.
Las unidades alimentadas por la subestación Convento 69KV, tienen una capacidad normal de
15MVA y 28MVA y una Capacidad de Ventilación Forzada de 18MVA y 30MVA
respectivamente. Estas unidades, a través de la unión de dos barras forman una barra única
que alimenta 8 circuitos primarios de distribución, conformados cada uno de ellos, por
instalaciones aéreas como se puede observar en el circuito unifilar de la figura #1.
Figura #1 Diagrama Unifilar de la S/E Honduras
110
DIAGNÓSTICO
Como diagnóstico tanto a nivel de S/E como a nivel de circuitos que alimenta, se presenta
este análisis tomando en cuenta los siguientes aspectos: Condiciones de operación normales
y de emergencia, seccionamiento, memos CCO y análisis de interrupciones del último año.
En base a lo antes reseñado tenemos lo siguiente:
A nivel de Subestación: Actualmente la S/E se encuentra operando con una demanda total
de principales de 25,024MVA, es decir, al 74,48% de su capacidad firme. (ver tabla # 1 y 2).
La distribución de las cargas no presenta desbalance ya que si se abre el interruptor de
unión de barra la distribución de la carga queda desbalanceada en un porcentaje muy
pequeño de la carga total de una unidad respecto a la otra, es decir, al abrir el interruptor de
unión de barra una de las dos unidades transformadoras asumiría el 55% de la carga
mientras que la otra unidad asumiría el 45% de la carga total de la S/E y a su vez esta
diferencia porcentual es despreciable en KVA’s. Cabe destacar que una de las unidades
transformadoras con apertura del interruptor de barra, es decir, individualmente se encuentra
al 93% de su capacidad normal y al 50% de su capacidad de ventilación forzada mientras
que la unidad restante se encuentra dentro de un rango porcentual bastante aceptable.
A continuación se presenta en la tabla #1 la demanda máxima promedio en su hora pico,
con base en el histórico del promedio máximo diario en el período de un año, aportado por el
SCADA para cada alimentador y principales además de su respectivo factor de utilización.
Tabla 1: Demanda Máxima Promedio
CIRCUITO/PPAL
DEMANDA DEMANDA
DEMANDA
NIVEL DE
CAPACIDAD
MAXIMA
MAXIMA
MAXIMA EN
TENSIÓN HORA
INSTALADA F.U.
PROMEDIO PROMEDIO
BARRA
<KV>
(kVA)
(A)
(kVA)
(kVA)
HONDURAS C1
HONDURAS C2
HONDURAS C3
HONDURAS C4
HONDURAS C5
HONDURAS C6
HONDURAS C8
HONDURAS C9
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12,47
12:00
20:00
11:00
20:00
20:00
11:00
20:00
11:00
38,15
245,99
167,23
195,80
182,12
89,91
279,57
111,32
823,99
5312,96
3611,99
4229,06
3933,58
1941,95
6038,30
2404,36
2547,50
9262,50
13550,50
14647,50
16045,50
10411,00
13020,00
9277,50
0,32
0,57
0,27
0,29
0,25
0,19
0,46
0,26
PPAL 1B
PPAL 4
12,47
12,47
20:00
20:00
575,88
582,74
12438,17
12586,47
28000,00
30000,00
0,44
0,42
DEMANDA TOTAL PRICIPALES
1158,62
25024,64
13978,00
14318,19
111
Tabla # 2 Capacidad firme de la S/E
Principales
Capacidad
normal
Capacidad de
vent. forzada
Transformador 1B
Transformador 2B
15MVA
18MVA
28MVA
30MVA
Capacidad firme de la S/E
33,6MVA
A nivel de circuitos de la S/E Honduras
Factor de utilización
Esta S/E posee 8 circuitos, de las cuales 6 tienen un factor de uso menor al 45 % y los otros
dos circuitos restantes se encuentran con factores de utilización mayores que 45 % y
menores que 75 %.
En el grafico #1 se puede observar la relación entre capacidad instalada y demanda que es
lo que se conoce como el factor de utilización.
Grafico # 1 Características Operativas
Características Operativas de la
Subestación.
18000,00
16000,00
14000,00
12000,00
10000,00
8000,00
6000,00
4000,00
2000,00
0,00
C1
C2
C3
C4
DEMANDA MAXIMA PROMEDIO (kVA)
C5
C6
C8
C9
CAPACIDAD INSTALADA (kVA)
Desde el punto de vista de fallas, esta S/E cuenta con un total de 363 fallas en un período
que empieza en Junio 2005 hasta Mayo 2006, donde el 18,73% lo ocupan las fallas por
defectos de instalación y otro 47,93% lo ocupan fallas por causas desconocidas, siendo
estos los porcentajes de causa de fallas más altos en esta S/E. Por otra parte, se sabe que
los circuitos que presentaron más fallas en este período fueron los circuitos Honduras_C2,
Honduras C5 y Honduras C8. A continuación se presenta una tabla donde se especifica la
duración de las fallas por circuitos con sus respectivos MVAmin perdidos y se puede
observar también dos graficas donde se clasifican las fallas en el período antes mencionado.
112
Tabla # 3 Duración de interrupciones por circuito
Circuito
Duración
Honduras_C1
4762
Honduras_C2
31493
Honduras_C3
12098
Honduras_C4
16081
Honduras_C5
29100
Honduras_C6
8460
Honduras_C8
41108
Honduras_C9
11329
MVAmin
3087,84
9072,55
9023,94
9082,06
41151,05
6501,85
186902,28
11801,51
Gráfico # 2 Frecuencia de Fallas por Circuitos
Circuitos más afectados por fallas
HONDURAS_
C9
HONDURAS_C8
8%
HONDURAS_
C1
2%
HONDURAS_
C2
21%
22%
HONDURAS_
C3
7%
HONDURAS_
C6
8%
HONDURAS_
C5
23%
HONDURAS_
C4
9%
Gráfico # 3 Clasificación de Fallas por Nivel
Clasificción de fallas por nivel
Nivel 6
48%
Nivel 8
44%
Nivel 6
Nivel 7
Nivel 8
Nivel 7
8%
113
Referente a memos CCO
Esta S/E presenta un total de 67 memos CCO pendientes, de los cuales el 7 % de ellos son
de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de la red, atenta contra la
seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen directamente en la calidad de servicio
eléctrico que se presta a nuestros clientes y la confiabilidad de los circuitos de la S/E. Por
otro lado, tenemos un 93 % de memos prioridad II, que se refieren a estructura, equipos en
baja tensión, medidas y mantenimiento preventivo de ciertos equipos pertenecientes a los
circuitos de esta S/E.
A continuación se presenta la tabla # 4 y la gráfica #4 donde se puede observar cada uno de
estos memos CCO, el circuito al que corresponden y la prioridad que cada una de ellos
representa a EDC.
Tabla # 4 Memos CCO de la S/E Honduras
Aviso
Fecha de aviso
Denominación
Denominación
Descripción
Prioridad
1994-1789
13/09/1994
HONDURAS C4
HONDURAS C4
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
1996-1842
05/08/1996
HONDURAS C5
HONDURAS C5
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2003-3676
28/11/2003
HONDURAS C8
HONDURAS C8
66Z1 Sin Anomalía HONDURAS C8
2
2004-1927
24/06/2004
HONDURAS C9
HONDURAS C9
Sin Anomalía
2
2004-2309
23/07/2004
HONDURAS C5
PD32588
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2004-3016
18/09/2004
HONDURAS C3
HONDURAS C3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-3194
03/10/2004
HONDURAS C2
HONDURAS C2
Lineas muy cercanas a viviendas/estructu
1
2004-3250
07/10/2004
HONDURAS C3
HONDURAS C3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-3381
19/10/2004
HONDURAS C9
HONDURAS C9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2004-3567
02/11/2004
HONDURAS C8
HONDURAS C8
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1438
18/05/2005
HONDURAS C5
HONDURAS C5
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1490
22/05/2005
HONDURAS C8
HONDURAS C8
Equipo sin placa de identificación
2
2005-1578
27/05/2005
HONDURAS C4
HONDURAS C4
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-1596
30/05/2005
HONDURAS C2
PD33701
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-1623
31/05/2005
HONDURAS C1
HONDURAS C1
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-1630
01/06/2005
HONDURAS C5
PD30463
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-1650
03/06/2005
HONDURAS C9
HONDURAS C9
Poste con MT chocado/doblado/derribado
2
2005-1708
08/06/2005
HONDURAS C9
HONDURAS C9
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
2
2005-1784
16/06/2005
HONDURAS C8
PD38293
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-1875
25/06/2005
HONDURAS C6
HONDURAS C6
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
1
2005-1876
25/06/2005
HONDURAS C6
HONDURAS C6
Linea MT floja/a punto de caer
1
2005-2030
08/07/2005
HONDURAS C8
HONDURAS C8
Poste con MT Corroido
2
2005-2286
02/08/2005
HONDURAS C3
PD34868
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2516
22/08/2005
HONDURAS C9
PD25715
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-2652
30/08/2005
HONDURAS C9
HONDURAS C9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-2925
21/09/2005
HONDURAS C2
HONDURAS C2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-2943
22/09/2005
HONDURAS C9
HONDURAS C9
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-304
31/01/2005
HONDURAS C3
PD44608
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-3076
04/10/2005
HONDURAS C2
HONDURAS C2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2005-3128
08/10/2005
HONDURAS C6
HONDURAS C6
Cuchillas deterioradas/soldadas/flojas
1
2005-3247
19/10/2005
HONDURAS C9
HONDURAS C9
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
2
2005-3289
23/10/2005
HONDURAS C2
HONDURAS C2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
114
2005-3372
31/10/2005
HONDURAS C8
ID26223
REC: ID 26223 Eq con falla HT_C8
2005-3445
07/11/2005
HONDURAS C8
HONDURAS C8
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
1
2
2005-507
17/02/2005
HONDURAS C8
HONDURAS C8
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
2
2005-583
25/02/2005
HONDURAS C2
PD20921
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-633
02/03/2005
HONDURAS C9
PD36093
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-821
16/03/2005
HONDURAS C4
PD35579
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
2
2005-944
31/03/2005
HONDURAS C5
HONDURAS C5
Poste con MT chocado/doblado/derribado
2
2005-981
04/04/2005
HONDURAS C5
HONDURAS C5
Poste con MT peligroso/por caer/derrumbe
2
2006-1046
03/05/2006
HONDURAS C8
PD36980
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1475
08/06/2006
HONDURAS C3
HONDURAS C3
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1515
13/06/2006
HONDURAS C9
PD18684
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1608
23/06/2006
HONDURAS C8
HONDURAS C8
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1610
23/06/2006
HONDURAS C5
PD33528
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
1
2006-1611
23/06/2006
HONDURAS C5
PD33528
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1739
07/07/2006
HONDURAS C9
PD32619
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1748
08/07/2006
HONDURAS C5
PD37294
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-1840
17/07/2006
HONDURAS C2
HONDURAS C2
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1872
20/07/2006
HONDURAS C2
PD21085
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-191
22/01/2006
HONDURAS C2
HONDURAS C2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-1973
29/07/2006
HONDURAS C8
ID26221
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-1974
29/07/2006
HONDURAS C8
PD31210
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-20
04/01/2006
HONDURAS C8
ID26223
REC: ID 26223 Equipo HT_C8
1
2006-203
24/01/2006
HONDURAS C5
HONDURAS C5
Poste chocado / doblado
2
2006-2059
06/08/2006
HONDURAS C4
PD31690
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-226
26/01/2006
HONDURAS C2
HONDURAS C2
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
2
2006-239
27/01/2006
HONDURAS C4
HONDURAS C4
Arboles/objetos proximos a lineas de BT
1
2006-249
29/01/2006
HONDURAS C4
ID16476
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-328
08/02/2006
HONDURAS C4
PD21588
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-416
20/02/2006
HONDURAS C6
PD22174
INCONSISTENCIA ENTRE PLANO /SCADA
2
2006-515
06/03/2006
HONDURAS C5
HONDURAS C5
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
1
2006-535
08/03/2006
HONDURAS C8
HONDURAS C8
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
1
2006-560
11/03/2006
HONDURAS C5
ID11452
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-580
14/03/2006
HONDURAS C8
PD30255
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
2
2006-708
29/03/2006
HONDURAS C4
PD24954
MANTENIMIENTO RED DE DISTRIBUCION
2
2006-96
11/01/2006
HONDURAS C6
HONDURAS C6
Poste peligroso/por caer/derrumbe
2
115
Gráfica # 4 Distribución de memos CCO
Distribución de Memos CCO
7%
13%
Línea/Cable
Mantenimiento red de distribución
Mediciones
Información de base de Datos
Calidad de servicio eléctrico
Interrup/Cuchilla
Estructura
7%
4%
22%
10%
37%
Gráfico # 5 Clasificación de memos CCO según prioridad
Clasificación de Memos CCO
Prioridad 1
7%
Prioridad 2
93%
Confiabilidad en barra de la S/E
Referente a la confiabilidad en barra de la subestación, sabemos que de los ocho circuitos
que alimenta esta S/E solo cuatro de ellos poseen interconexiones con circuitos de otras
subestaciones. Esta subestación cuenta con un total de 29 interconexiones, es decir, posee,
en número, suficiente interconexiones por circuito, solo faltaría evaluar si estas
interconexiones son útiles o no que se hará en este Estudio de Planificación Operativa. En
general podemos decir que esta S/E presenta serios problemas de confiabilidad en barra ya
que no posee suficientes interconexiones que pudiesen recuperarla en mantenimiento de la
barra principal a menos que se abra el interruptor de barra, aislando de igual manera varios
circuitos por una solo falla. También aplica esta situación en situación de emergencia
116
haciendo que la calidad del servicio eléctrico y continuidad del mismo no sea de la mejor
calidad posible.
A continuación se puede observar en la tabla # 5 el resumen de las interconexiones de
esta S/E.
Tabla # 5 Resumen de Interconexiones de la S/E
VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN
PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA
RED DE DISTRIBUCIÓN
HONDURAS C2 (9262,5 kVA)
X
HONDURAS C3 (13550,5 kVA)
X
HONDURAS C4 (14647,5 kVA)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
(10411 kVA)
HONDURAS C8
(13020 kVA)
HONDURAS C9 (9277,5 kVA)
X
X
X
HONDURAS C5 (16045,5 kVA)
HONDURAS C6
X
X
X
HONDURAS C9
X
HONDURAS C8
X
HONDURAS C6
HONDURAS C4
X
HONDURAS C5
HONDURAS C3
HONDURAS C1
PANAMÁ B4
PANAMÁ A8
X
HONDURAS C2
HONDURAS C1 (2547,5 kVA)
PANAMÁ A1
IRLANDA B1
MIAMI A3
CIRCUITO_FALLADO (kVA
Instalado)
COUNTRY A1
INTERCONEXIONES DE LA SUBESTACIÒN HONDURAS-2006
X
X
X
X
X
X
X
117
Circuitos de la S/E Honduras
A continuación se presenta un diagnóstico referente a equipos, configuración de la red y
cargas por cada uno de los circuitos pertenecientes a la S/E Honduras basados en la gerencia
de recursos y calidad de servicio eléctrico.
Honduras_C01
1- Equipo 4 vías tipo RAC al que se conectan los ID´s del 22074 al 22077 ubicado en la
cuadrícula 07FO114 se encuentra fuera de norma ya que posee cuatro circuitos
conectados a el.
Honduras_C03
1. Deficiencia de seccionamiento en el tramo que se encuentra entre los PD15171 y
PD26011.
2. Deficiencia de seccionamiento en el tramo que se encuentra entre los PD34859 y
PD47408.
Honduras_C04
1. Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por el CD7206 y el
LD7206.
2. Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por los LD7206_26,
LD7206_27 y LD7206_30.
3. Deficiencia de seccionamiento, por más de un kilómetro de tramo sin seccionar,
violando de esta manera la norma, en el tramo que se encuentra entre los PD38720 y
PD38719.
4. Tramos representados por los LD12464 y LD5865 se encuentran al aire.
5. Deficiencia de seccionamiento, por más de un kilómetro de tramo sin ser seccionado,
representado por el LD5885, que se encuentra entre los PD14570 y PD37329.
Honduras_C05
1. Deficiencia de seccionamiento por distancia en el tramo representados por el
LD12389_25, entre el PD30251 y el ID22595.
2. Deficiencia de seccionamiento por distancia en el tramo representado por el
LD12389_28 y se encuentran entre el PD16128 y el ID22315.
3. Deficiencia de seccionamiento entre al tramo LD15147 y el PD46701.
Honduras_C06
1. Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por los LD10415_16 y
LD10415_46.
2. Deficiencia de seccionamiento entre los tramos representados por los LD10415_9 y
LD10415_17.
3. Deficiencia de seccionamiento al inicio del tramo representado por el LD10416_36.
4. Deficiencia de seccionamiento al inicio del tramo representado por el LD10416_48.
118
Honduras_C08
1. Deficiencia de seccionamiento por distancia, en el tramo que se encuentra entre el
ID6305 y el PD 21915, representado por el LD10755.
2. Deficiencia de seccionamiento en tramo representado por el LD10111, al extremo
conectado al ID23385 y tiene a su lado una cuchilla tipo CU400 ubicada en la
cuadrícula 61AA10 representada por el ID23385 se encuentra subutilizada.
3. Deficiencia de seccionamiento en el tramo representado por el LD10765, al lado del
PD30885.
4. Deficiencia de seccionamiento en tramo representado por el LD10761 y tiene a los
ID22448 e ID26106 conectado a sus extremos.
5. Este circuito presenta sobrecarga en el tramo representado por el LD1731, ya que este
tramo se encuentra cargado al 78%.
6. Este circuito presenta problemas de caída de tensión.
Honduras_C09
1. Tramo representado por el LD11280 al que se conecta el PD39081 se encuentra una
de sus extremos al aire, siendo esto una situación de riesgo tanto para los usuarios
como para los empleados E de C.
2. Deficiencia de seccionamiento en conexión de los PD34198, PD40376 y LD11280.
A continuación, se presenta la tabla # 6, de condiciones normales, en donde se encuentra
información referente a los tramos más cargados en los troncales principales de cada uno de
los circuitos pertenecientes a esta subestación. Esta tabla es muy útil, ya que a través de ella
se pueden los cuellos de botellas por cada uno de los circuitos, y si es requerido, fácilmente
se puede saber que tramos están sobrecargados o que tramos se tendrían que cambiar si
quiero aumentar la capacidad del troncal.
119
Tabla # 6 Condiciones normales de la S/E Honduras
CALIBRE
CIRCUITO
TRONCAL
N° DE
TIPO DE
DEMANDA
DEMANDA
CAPACIDAD
CONDICIÓN NORMAL
DUCTOS
CARGA
CIRCUITO
TRAMO
NOMINAL TRAMO
%CARGA
% AV
OCUPADOS
PREDOMINANTE
(kVA)
(kVA)
(kVA)
-1
-2
Honduras_C1
250
PLT_12
N.A
Mixta
824,99
824
5183
13
LD7156
Honduras_C2
4/0
ALPLT
N.A
Residencial
5312,96
5289
7776
68
LD10775
Honduras_C3
4/0
ALPLT
N.A
Residencial
3611,99
3572
7776
46
LD1887
Honduras_C4
4/0
ALPLT
N.A
Residencial
4229,06
3665
7776
58
LD7207
Honduras_C5
4/0
ALPLT
N.A
Residencial
3933,58
3933
7776
51
LD7166
N.A
Residencial
1942,43
1942
7776
N.A
Residencial
6038,3
6036
7776
N.A
Mixta
2404,36
2377
4970
Honduras_C6
Honduras_C8
Honduras_C9
4/0
ALPLT
4/0
ALPLT
1/0
ALPLT
25
LD11163
78
LD1731
48
LD10769
En la tabla # 7, se puede observar las condiciones de cada circuito respecto a la caída
máxima de tensión en p.u, las pérdidas técnicas y factor de potencia de cada uno de estos
circuitos.
Tabla # 7Condiciones actuales de la S/E
Circuito
Voltaje
Mínimo
(p.u.)
Pérdidas
%
Factor
de
Potencia
HON_B07
HON_C01
HON_C02
HON_C03
HON_C04
HON_C05
HON_C06
HON_C08
HON_C09
0,957
0,997
0,968
0,97
0,973
0,927
0,97
0,918
0,986
2,46
0,21
1,69
1,52
1,98
4,7
1,18
4,81
0,72
0,94
0,98
0,94
0,9
0,97
0,98
0,87
0,98
0,92
120
Tabla # 8 Clasificación de circuitos por Densidad
DESC_CTO
HONDURAS C1
HONDURAS C2
HONDURAS C3
HONDURAS C4
HONDURAS C5
HONDURAS C6
HONDURAS C8
HONDURAS C9
COD_CTO COD_DENSIDAD
5331
AD
5332
AD
5333
MAD
5334
AD
5335
MD
5336
MAD
5338
MD
5339
MD
A continuación se presenta la tabla # 8 donde se puede observar los valores límites
permisibles de caída de tensión según la norma de Calidad de Servicio Eléctrico.
Tabla # 9 Caída de Tensión Máxima según norma de Calidad de Servicio
Baja Tensión
Baja Tensión
Baja Tensión
Baja Tensión
Baja Tensión
Variaciones
(%)
Muy Alta Densidad
6
Alta Densidad
6
Mediana Densidad
8
Baja Densidad
10
Muy Baja Densidad
10
Como se puede observar en las tablas anteriormente presentadas, el circuito Honduras C8
tienen problemas de caída de tensión, ya que por su clasificación de circuito de mediana
densidad puede tener una caída de tensión máxima de hasta un 8%, y este esta presentando
un 8,8% aproximadamente. La soluciones para este problema pueden ser la instalación de
capacitores o el traspaso de carga. En el apartado de estrategias se presentará la solución
más adecuada.
121
A continuación se presenta la tabla #10 el porcentaje de recuperación, la identificación del Id a través
de la cual se efectúa la recuperación en condición de emergencia para cada uno de los circuitos, además
del origen de la conexión.
Tabla # 10 Recuperación de circuitos
Circuito
Honduras C1
Honduras C2
% de
recuperación
100
18
KVA a
recuperar
824
5312
KVA
KVA no
ID
recuperados recuperados interconexión
824
ID16215
HON_C03
0
0
ID22075
ID22076
HON_C02
HON_C02,HON_C04
0
ID22077
HON_C06,HON_C04
0
ID29038
PNM_A01
0
ID7987
HON_C02,HON_C09
0
ID10356
HON_C02,HON_C04
0
ID16005
HON_C02,HON_C06
ID22075
HON_C02,HON_C01
ID29809
HON_C02,HON_C06
0
0
4352
0
Honduras C3
Honduras C4
100
100
3611
4230
0
ID11091
HON_C02,HON_C04
960
ID22892
HON_C02,HON_C04
0
ID10987
HON_C03,HON_C04
2412
ID13774
HON_C03,HON_C04
3611
ID16215
HON_C01,HON_C04
0
ID22428
PNM_B04,HON_C03
ID25454
PNM_A01,HON_C03
0
0
0
ID25889
PNM_A01,HON_C03
0
ID9593
PNM_B04,HON_C03
0
ID9596
PNM_B04,HON_C03
0
ID10356
HON_C02,HON_C04
0
ID10987
HON_C03,HON_C04
4227
ID22076
HON_C01,HON_C04
ID11091
HON_C02,HON_C04
ID13774
HON_C03,HON_C04
2848
ID22892
HON_C02,HON_C04
0
ID8089
MIR_B01, HON_C04
0
0
0
0
Honduras C5
0
3933
Interconexión
ID24054
PNM_A08,HON_C04
ID6305
HON_C05,HON_C08
0
ID22230
HON_C05,HON_C08
0
ID27920
HON_C05,HON_C08
0
ID13947
HON_C05,HON_C09
0
ID22526
HON_C05,HON_C09
0
ID22908
HON_C05,HON_C08
0
ID26252
HON_C05,HON_C09
0
ID13273
HON_C05,HON_C08
0
ID22315
HON_C05,HON_C08
0
ID22512
HON_C05,HON_C08
0
ID22595
HON_C05,HON_C08
0
3933
122
0
ID26219
HON_C05,HON_C08
0
ID26220
HON_C05,HON_C08
0
ID23399
HON_C05,HON_C08
0
ID22448
HON_C05,HON_C08
3765
ID22482
HON_C05,HON_C08
ID16005
HON_C02,HON_C06
ID22077
HON_C01,HON_C06
0
ID29809
HON_C02,HON_C06
0
ID26255
HON_C09,HON_C08
0
ID26256
HON_C09,HON_C08
0
ID6305
HON_C09,HON_C08
0
ID16901
HON_C09,HON_C08
0
ID11223
HON_C09,HON_C08
0
ID18043
HON_C09,HON_C08
0
ID21727
HON_C09,HON_C08
0
ID22230
HON_C05,HON_C08
ID27920
HON_C05,HON_C08
ID22908
HON_C05,HON_C08
0
ID13273
HON_C05,HON_C08
0
ID22315
HON_C05,HON_C08
0
ID26219
HON_C05,HON_C08
0
ID26220
HON_C05,HON_C08
0
ID22512
HON_C05,HON_C08
0
ID22595
HON_C05,HON_C08
0
ID22482
HON_C05,HON_C08
0
Honduras C6
0
1941
0
1941
0
Honduras C8
Honduras C9
0
0
6038
2404
0
6038
0
ID23399
HON_C05,HON_C08
0
ID22448
HON_C05,HON_C08
0
ID10901
HON_C09,HON_C08
0
ID11223
HON_C09,HON_C08
0
ID18043
HON_C09,HON_C08
0
ID21727
HON_C09,HON_C08
ID26255
HON_C09,HON_C08
ID26256
HON_C09,HON_C08
0
ID7987
HON_C02,HON_C09
0
ID22526
HON_C05,HON_C09
0
0
2404
0
ID13947
HON_C05,HON_C09
0
ID26252
HON_C05,HON_C09
Es importante mencionar que todos los ceros que aparecen en esta tabla, en la parte de KVA
recuperados, es porque los circuitos a los que corresponden ya no tienen capacidad de
aportar KVA, debido a un cuello de botella o porque la capacidad del circuito esta mayor o
igual al límite de su capacidad de carga.
123
Soluciones propuestas por circuito
Después de haber analizado todas los problemas y situaciones fuera de norma presentes en
cada uno de los circuitos de la S/E Honduras, se llegó a la conclusión que la manera de
solucionar todos problemas y fallas presentes y a su vez aplicar una mejor gerencia de
activos es a través de la implementación de las soluciones que se presentan a continuación
para cada uno de los circuitos de esta S/E.
Honduras_C01
1. Retirar equipo 4 vías tipo RAC al que se conectan los ID´s del 22074 al 22077
ubicado en la cuadrícula 07FO114.
Honduras_C03
1. Instalar cuchilla en tramo que se encuentra entre los PD15171 y PD26011 del lado
del PD15171.
2. Instalar cuchilla en tramo representado por el LD7165, que se encuentra entre los
PD34859 y PD47408, del lado del PD34859.
Honduras_C04
1. Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el CD7206.
2. Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD7206_27.
3. Instalar cuchilla en tramo representado por el LD5884, que se encuentra entre los
PD38720 y PD38719, del lado del PD38720.
4. Se recomienda retirar los extremos de los tramos representados por los LD12464 y
LD5865 que se encuentran al aire.
5. Instalar cuchilla al tramo representado por el LD5885, que se encuentra entre los
PD14570 y PD37329, del lado del PD14570.
Honduras_C05
1. Instalar cuchilla en el tramo representados por el LD12389_25 detrás del PD30251.
2. Instalar cuchilla al final del tramo representado por LD12389_28, detrás del PD16128.
3. Instalar cuchilla entre tramo LD15147 en el extremo que se conecta el PD46701.
Honduras_C06
1.
2.
3.
4.
Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD10415_16.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por LD10415_9.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD10416_36.
Instalar cuchilla al inicio del tramo representado por el LD10416_48.
124
Honduras_C08
1. Instalar cuchilla al final del tramo representado por el LD10755, detrás del ramal que
conecta al ID21915.
2. Se recomienda retirar la cuchilla tipo CU400 ubicada en la cuadrícula 61AA10
representada por el ID23385 y colocarla al inicio del tramo representado por el
LD10111, al extremo donde estaba conectado el ID23385.
3. Instalar cuchilla al final del tramo el LD10765, al lado del PD30885.
4. Instalar cuchilla en tramo representado por el LD10761 entre el ID22448 y el ID26106,
del extremo del ID26106.
5. Para descargar este circuito recomienda transferir 900KVA al circuito Honduras C5.
Aplicando esta estrategia quedaría el circuito Honduras C8 al 66%, dentro de los
límites establecidos, mientras que el circuito Honduras C5 quedaría al 62,67%, dentro
de los límites establecidos igualmente. Para la aplicación de esta estrategia se hará lo
siguiente.
• Abrir interruptor representado por el ID22416 y cerrar el interruptor de
distribución representado por el ID22448 transfiriendo de esta manera 900KVA
a C5.
6. Con la estrategia anterior el circuito quedaría con una caída de tensión máxima dentro
de los límites establecidos para su clasificación como circuito de Mediana densidad
como lo establece la norma de calidad.
Honduras_C09
1. Se recomienda colocar “punta y bola” al tramo representado por el LD11280 al que se
conecta el PD39081 ya que se encuentra una de sus extremos al aire.
2. Instalar fusible de línea al inicio del tramo al que se conecta el PD40376.
Es importante tomar en cuenta que, como se puede ver en la tabla # 10, los circuitos Honduras
C2, C5, C6 y C7 necesitan interconexiones que puedan recuperarlos en condición de
emergencia, por lo que se recomienda a la Gerencia de Planificación estudiar la factibilidad de
crear interconexiones con Urbina y Caicaguana, que son las únicas S/E en la zona cercana en
12,47KV que no se encuentran sobrecargadas como la subestación PANAMÁ.
A continuación se presenta una tabla donde se especifican todos los equipos a retirar de la
S/E Honduras y una tabla resumen con los respectivos costos asociados a esos equipos que
vendría a representar ahorro para nuestra compañía.
125
Tabla # 11 Equipos a retirar de la S/E Honduras
EQUIPOS SUBUTILIZADOS (Retirar)
IT
Circuito
Ubicación
Equipo
Tipo de
equipo
1
PET_A02
07FO114
ID22074/ID22075/ID22076/ID22075
RAC
Manual (M) ò
Autom(A)
Interconexión
M
S
Estructura
Cantidad de
Vías
Estructura
4
Tabla # 12 Costos por Equipos y ahorro que representan
Equipos
Cantidad
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Transferencias Automáticas
Transferencias Manuales
Total
0
1
0
0
1
Costos de
Costo
Reposición
Unitario ($)
($)
11.050,00
18.850,00
0,00
6.500,00
85.800,00
0,00
18.850,00
0,00
0,00
18.850,00
126
Conclusiones y recomendaciones
1- Es recomendable actualizar toda la información geográfica de esta subestación,
así como también todo lo referente a nomenclatura e identificación de equipos en
cada uno de los planos de esta subestación.
2- Después de haber analizado todas las condiciones de esta S/E, se plantea la
pronta instalación de seccionamiento tipo cuchilla y tipo fusible de línea, además
del retiro de un equipo 4 vías para lograr de esta manera aplicar una eficiente
gerencia de activos de la Electricidad de Caracas y prestar un servicio eficiente a
los clientes.
3- Referente a las fallas es importante destacar que el mayor número de ellas
ocurrieron por defecto de instalación, deterioro por el tiempo por lo que es
importante tratar de evitar estas situaciones nuevamente aplicando un plan de
mantenimiento preventivo y periódicamente o cuando sea necesario
mantenimiento correctivo antes de que ocurra la falla y tome más tiempo
solucionarla.
4- Esta S/E presenta un total de 67 memos CCO pendientes, de los cuales el 7 % de
ellos son de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de la
red, atenta contra la seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen
directamente en la calidad de servicio eléctrico que se presta a nuestros clientes y
la confiabilidad de los circuitos de la S/E.
5- Es importante resaltar que esta subestación de aplicarse las estrategias sugeridas
en este informe tendría una mayor confiabilidad en barra, circuitos con los activos
mínimos necesarios para su mejor funcionamiento y la configuración de red y
equipos dentro de las normas por las que se rige nuestra compañía.
6- En la realización del estudio a esta S/E fue punto de atención el que muchos
clientes tenían una gran capacidad instalada de equipos, tenían un porcentaje de
utilización alto en planos pero que al ser compara con la base de datos de
facturación no coincidían ya que casi siempre la base de datos de ventas estaba
muy por debajo de lo que se esperaba. También se presentó el caso de muchas
cargas que no tienen medida asignada, por tal razón se recomienda realizar
mediciones a los clientes de esta S/E, sobre todo a los clientes que tienen gran
capacidad instalada.
7- Referente a interconexiones se puede decir que esta subestación tiene deficiencia
de interconexiones que pudiesen recuperarla en caso de emergencia por lo que se
recomienda a la Gerencia de planificación prestar atención a este punto.
145
INFORME
Planificación Operativa de la Red de Distribución
ESTUDIO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS
DE LA S/E PARIS (4,8KV)
INTRODUCCIÓN
En el presente informe se muestran los resultados del estudio operativo de la S/E PARIS,
propiedad de EDC, la cual presta servicio a la región este de la cuidad capital y esta
equipada con tres unidades de 7,5 MVA de capacidad normal y 9,375MVA de capacidad de
ventilación forzada. Dicha S/E tiene una capacidad firme de 18,75 MVA y alimenta catorce
circuitos de distribución.
Esta S/E se encuentra formada por dos barras unidas a través de un interruptor que se
encuentra normalmente cerrado formando una barra única como se puede observar en el
circuito unifilar de la figura #1.
Figura #1 Diagrama Unifilar de la S/E PARIS
DIAGNÓSTICO
Como diagnóstico tanto a nivel de S/E como a nivel de circuitos que alimenta, se presenta
este análisis tomando en cuenta los siguientes aspectos: Condiciones de operación normales
y de emergencia, seccionamiento, memos CCO y análisis de interrupciones del último año.
En base a lo antes reseñado tenemos lo siguiente:
146
A nivel de Subestación: Actualmente la S/E se encuentra operando con una demanda total
de principales de 19,49 MVA, es decir, al 86,62% de su capacidad firme teórica y al 103% de
su capacidad firme real (ver tabla # 1 y 2). La distribución de las cargas presenta un leve
desbalance ya que si se abre el interruptor de unión de barra la distribución de la carga no
esta estrictamente balanceada, es decir, al abrir el interruptor de unión de barra dos
unidades transformadoras asumirían el 31,35 % de la carga mientras que la otra unidad
asumiría el 37,29 % de la carga total de la S/E. Es importante destacar que aunque existe el
desbalance antes mencionado, este no causa ninguna violación de capacidad de las
unidades transformadoras pertenecientes a la S/E.
A continuación se presenta en la tabla #1 la demanda máxima promedio en su hora pico,
con base en el histórico del promedio máximo diario en el período de un año, aportado por el
SCADA para cada alimentador y principales además de su respectivo factor de utilización.
Tabla 1: Demanda Máxima Promedio
DEMANDA DEMANDA
NIVEL DE
CAPACIDAD
MAXIMA
MAXIMA
CIRCUITO/PPAL TENSIÓN HORA
INSTALADA
PROMEDIO PROMEDIO
<KV>
<kVA>
<A>
<kVA>
F.U.
PARIS A1
PARIS A2
PARIS A3
PARIS A4
PARIS A5
PARIS A7
PARIS A8
PARIS A9
PARIS A10
PARIS A11
PARIS A12
PARIS A13
PARIS A14
PARIS A15
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
21:00
11:00
12:00
12:00
20:00
12:00
20:00
12:00
12:00
20:00
11:00
20:00
20:00
11:00
144,04
143,87
256,57
272,24
172,3
233,64
214,75
119,57
58,2
90,82
139,57
343,81
137,42
249,03
1197,55
1196,1
2133,09
2263,37
1432,49
1942,43
1785,38
994,07
483,83
755,06
1160,4
2858,36
1142,47
2070,42
1690
2250
3975
4182,5
3002,5
4815
2385
4325
750
1500
3905
6852,5
3107,5
4102,5
0,71
0,53
0,54
0,54
0,48
0,4
0,75
0,23
0,65
0,5
0,3
0,42
0,37
0,5
PPAL 3
PPAL 4
PPAL 5
4,8
4,8
4,8
12:00
12:00
12:00
777,79
787,96
779,02
6466,45
6550,96
6476,68
9375
9375
9375
0,69
0,7
0,69
2344,77
19494,08
Total Principales
DEMNADA
MÄXIMA
POR BARRA
<KVA>
13428,31
7986,71
147
Tabla # 2 Capacidad firme de la S/E
Principales
Capacidad
normal
Capacidad
de vent.
forzada
Transformador 1B
Transformador 2B
Transformador 3B
7,5MVA
7,5MVA
7,5MVA
9,375MVA
9,375MVA
9,375MVA
22,5MVA
18.75MVA
Capacidad firme teórica de S/E
Capacidad firme real o limitada de la S/E
A nivel de circuitos de la S/E PARIS
Factor de utilización
Esta S/E posee 14 circuitos de las cuales 5 tienen un factor de uso menor al 45 %, 8
circuitos con factores de utilización mayores que 45 % y menores que 75 % y 1 circuito que
tiene un factor de uso igual al 75%.
En el grafico #1 se puede observar la relación entre capacidad instalada y demanda que
es lo que se conoce como el factor de utilización.
Grafico # 1 Factor de Utilización de los circuitos de la S/E PARIS.
Factor de Utilización
10000
9000
0,42
8000
0,40
7000
0,50
0,54
0,54
6000
0,23
0,48
5000
4000
CAPACIDAD
INSTALADA
(kVA)
0,30
0,75
0,37
0,53
0,71
3000
DEMANDA
MAXIMA
PROMEDIO
(kVA)
0,50
2000
0,65
1000
0
A1
A2
A3
A4
A5
A6
A7
A8
A9 A10 A11 A12 A13 A14
Desde el punto de vista de fallas, esta S/E cuenta con un total de 126 fallas en un
período que empieza en Junio 2005 hasta Mayo 2006, donde el 39,68% lo ocupan las fallas
por defectos de instalación y otro 26,19% lo ocupan fallas por causas desconocidas, siendo
estos los porcentajes de causa de fallas más altos en esta S/E. Por otra parte, se sabe que
148
los circuitos que presentaron más fallas en este período fueron los circuitos PARIS_A03,
PARIS_A04, PARIS_A07, PARIS_A08 y PARIS_A14. A continuación se presenta una tabla
donde se especifica la duración de las fallas por circuitos con sus respectivos MVAmin
perdidos y se puede observar también dos graficas donde se clasifican las fallas en el
período antes mencionado.
Tabla # 3 Duración de interrupciones por circuito
Circuito
PARIS_A01
PARIS_A02
PARIS_A03
PARIS_A04
PARIS_A05
PARIS_A07
PARIS_A08
PARIS_A09
PARIS_A10
PARIS_A11
PARIS_A12
PARIS_A13
PARIS_A14
PARIS_A15
Duración
6216
1451
7666
8080
2058
6662
13375
66
807
977
563
3260
2545
1125
MVAmin
535,9
518,6
1274,0
2495,8
349,3
2360,1
3074,3
66,0
7,6
64,2
319,1
2297,4
1993,8
1869,3
Gráfico # 2 Circuitos más afectados por fallas en el período Junio 2005 - Mayo 2006
Circuitos más afectados por fallas
Paris_A14
8%
Otros
17%
Paris_A01
8%
Paris_A03
13%
Paris_A01
Paris_A03
Paris_A04
Paris_A07
Paris_A08
Paris_A08
18%
Paris_A07
18%
Paris_A04
18%
Paris_A14
Otros
149
Gráfico # 3 Clasificación de fallas
Clasificación de fallas por nivel
Nivel 9
0%
Nivel 6
25%
Nivel 6
Nivel 7
Nivel 8
Nivel 9
Nivel 7
5%
Nivel 8
69%
Referente a memos CCO
Esta S/E presenta un total de 38 memos CCO pendientes, de los cuales el 44,73 %
de ellos son de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de la red,
atenta contra la seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen directamente en la
calidad de servicio eléctrico que se presta a nuestros clientes y la confiabilidad de los
circuitos de la S/E. Por otro lado, tenemos un 55,27 % de memos prioridad II, que se refieren
a estructura, equipos en baja tensión, medidas y mantenimiento preventivo de ciertos
equipos pertenecientes a los circuitos de esta S/E.
A continuación se presenta la tabla # 4 y la gráfica #4 donde se puede observar cada
uno de estos memos CCO, el circuito al que corresponden y la prioridad que cada una de
ellos representa a EDC.
150
Tabla # 4 Memos CCO de la S/E PARIS
Aviso
Fecha de aviso
Circuito
Denominación
Descripción
Material
Prioridad
2005-2315
04/08/2005
PARIS A13
PARIS A13
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
Línea/ Cable
1
1
2005-937
30/03/2005
PARIS A13
PARIS A13
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
Línea/Cable
2005-2798
08/09/2005
PARIS A14
PARIS A14
Arboles/objetos proximos a lineas de MT
Línea/Cable
1
2006-1230
18/05/2006
PARIS A3
T108
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
Mediciones
2
2
2006-867
15/04/2006
PARIS A4
PD34813
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
Mediciones
2006-1391
06/06/2006
PARIS A11
PD2375
CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO
Mediciones
2
2004-3942
01/12/2004
PARIS A9
CD768_4
CD partido o deteriorado
Línea/ Cable
1
2006-220
26/01/2006
PARIS A3
PARIS A3
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
Mediciones
2
2005-3112
07/10/2005
PARIS A7
PARIS A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
Mediciones
2
2005-2864
14/09/2005
PARIS A7
PARIS A7
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
Mediciones
2
2005-1092
14/04/2005
PARIS A14
PARIS A14
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
Mediciones
2
2005-3090
05/10/2005
PARIS A1
PARIS A1
CPT Prob.Volt/Armonico/flicker
Mediciones
2
2005-2633
29/08/2005
PARIS A3
PARIS A3
CPT Prob.Volt/Armonico/Flicker
Mediciones
2
2005-1731
11/06/2005
PARIS A3
PARIS A3
CPT Prob.Volt/Armonico/Flicker
Mediciones
2
2005-2845
13/09/2005
PARIS A3
PD23849
Cuchillas deterioradas/soldadas/flojas
Interruptor/cuchillas
1
2005-1877
25/06/2005
PARIS A3
ID15261
Cuchillas deterioradas/soldadas/flojas
Interruptor/cuchillas
1
2005-1946
01/07/2005
PARIS A3
PARIS A3
Equipo mal ubicado
Estructura
2
2004-3631
07/11/2004
PARIS A12
PARIS A12
Equipo no transfiere en forma automatica
Interruptor/cuchillas
1
2003-3344
03/11/2003
PARIS A14
PARIS A14
GRAM: Int con fuga de aceite PAR_A14
Interruptor/cuchillas
1
2002-2237
01/09/2002
PARIS A3
PARIS A3
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
Base de datos
2
2005-3532
13/11/2005
PARIS A3
PARIS A3
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
Base de datos
2
2005-3399
01/11/2005
PARIS A4
PARIS A4
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
Base de datos
2
2005-3531
13/11/2005
PARIS A4
PARIS A4
INFORMACION EN BASE DE DATOS (SIMIP)
Base de datos
2
2004-2623
20/08/2004
PARIS A4
PARIS A4
Interruptor con bajo nivel de aceite
Interruptor/cuchillas
1
2000-1036
10/04/2000
PARIS A9
PARIS A9
Levantamiento
Base de datos
2
2006-545
09/03/2006
PARIS A15
PARIS A15
Interruptor no transfiere en forma automática
Interruptor/cuchillas
1
2006-894
19/04/2006
PARIS A4
CD612
Cable explotado
Línea/ Cable
1
2006-759
02/04/2006
PARIS A10
PD45489
Protector de red no opera en forma automática
Interruptor/cuchillas
1
2006-546
09/03/2006
PARIS A15
ID26163
Interruptor no transfiere en forma automática
Interruptor/cuchillas
1
2005-2205
24/07/2005
PARIS A15
PARIS A15
Puerta de casilla deteriorada o hurtada
Estructura
2
2005-278
28/01/2005
PARIS A3
PD23850
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
Mediciones
2
2005-135
15/01/2005
PARIS A3
PD35249
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
Mediciones
2
2004-2648
23/08/2004
PARIS A4
PD1898
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
Mediciones
2
2005-2140
19/07/2005
PARIS A8
PD35059
REGISTRO DE CARGA Y VOLTAJE
Mediciones
2
2004-2163
14/07/2004
PARIS A9
ID29486
SRAD:Eq efectúa op erróneas PAR_A9
Interruptor/cuchillas
1
2005-3256
20/10/2005
PARIS A3
ID3311
TGRAL: Int corroido u oxidado PAR_A3
Interruptor/cuchillas
1
2000-4041
19/12/2000
PARIS A3
ID21631
TRAM : Interruptor con aceite PAR_A7
Interruptor/cuchillas
1
2006-716
19/12/2000
PARIS A3
ID27362
Avería en Cable CD564
Línea/ Cable
1
151
Gráfica # 4 Distribución de memos CCO
Distribución de Memos CCO
Base de datos
13%
Mediciones
37%
Estructura
5%
Interruptor/Cu
chillas
29%
Línea/ cable
16%
Gráfico # 5 Clasificación de memos CCO según prioridad
Clasificación de Memos CCO según prioridad
Prioridad 1
45%
Prioridad 2
55%
Confiabilidad en barra de la S/E
Referente a la confiabilidad en barra de la subestación, contamos con un total de 50
interconexiones, siendo 15 de ellas con otras subestaciones y las restantes 35 son
interconexiones entre circuitos de las misma subestación. Exceptuando 4 de los 14 circuitos
de esa S/E, todos presentan más de dos interconexiones con circuitos de otras barras y con
otras subestaciones aumentado de esta manera la confiabilidad en barra mientras que los
circuitos PARIS A9, PARIS A10, PARIS A11 y PARIS A15 presentan deficiencia de
interconexiones que pudiesen recuperar o ser recuperados por algún circuito en caso de
emergencia o simple mantenimiento a nivel de barra. A continuación se puede observar en
la tabla # 5 el resumen de las interconexiones de esta S/E.
152
Tabla # 5 Resumen de Interconexiones de la S/E
VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN
PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA
RED DE DISTRIBUCIÓN
X
PARIS A3
(3825 kVA)
X
PARIS A4
(4125 kVA)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
PARIS A10
(750 kVA)
X
PARIS A11
(1500 kVA)
PARIS A14
PARIS A13
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
PARIS A9
(4325 kVA)
X
PARIS A12
PARIS A11
PARIS A10
PARIS A9
PARIS A8
PARIS A7
X
X
X
PARIS A8
(2385 kVA)
PARIS A12
(4877,5 kVA)
PARIS A13
(6852,5 kVA)
PARIS A14
(3107,5 kVA)
PARIS A15
(4102,5 kVA)
PARIS A5
PARIS A4
PARIS A3
PARIS A2
PARIS A1
X
PARIS A7
(4815 kVA)
X
X
X
X
ROMA A2
PARIS A2
(2250 kVA)
PARIS A5
(3002,5 kVA)
X
X
PARIS A15
PARIS A1
(1690 kVA)
MILO A6
MILO A4
MADRID A5
MADRID A4
MADRID A2
CAURIMARE
A10
VILLA A3
VILLA A2
CIRCUITO_FALL
ADO (kVA
Instalado)
VILLA A1
INTERCONEXIONES DE LA SUBESTACIÓN PARIS-2005
X
X
X
X
X
X
X
153
Circuitos de la S/E PARIS
A continuación se presenta un diagnóstico referente a equipos, configuración de la red y
cargas por cada uno de los circuitos pertenecientes a la S/E PARIS basados en la gerencia de
recursos y calidad de servicio eléctrico.
PARIS_A01
1- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre un tramo aéreo representado
por el LD14947_1 y un tramo subterráneo representado por el CD619_3.
2- Tiene un tramo representado por el LD10783_5 el cual actúa como cuello de botella y
podría limitar la recuperación del circuito en condición de emergencia;
PARIS_A02
1- Equipo 3 vías, tipo GRAM al que se conectan los ID’s del 15644 al 15646 y ubicación
45EN1027, esta siendo subutilizado ya que se encuentra cumpliendo únicamente la
función de interconexión en emergencia con el circuito VILLA_A02 y esta no es
indispensable ya que el circuito posee otras interconexiones que lo recuperan en
emergencia.
2- Equipo de seccionamiento tipo TRA, al que se conecta el ID30464 y se encuentra
ubicado en 56EN430 el cual esta siendo subutilizado en este circuito ya que se
encuentra seccionando un tramo que no lo necesita.
3- Falta de seccionamiento en ramificación del troncal principal, entre los tramos
CD1159_2, CD1159_12 y CD613_5 para tener una buena configuración del circuito.
4- Carga representada por el PD46349 ubicado en la cuadrícula 45EN218 el cual tiene
una capacidad instalada de 300KVA al 105% sobrecargando así el transformador
asociado a esta protección de distribución.
5- Equipo 2 vías tipo GRA al que se conecta el ID1588 y ubicación 35EN399, esta siendo
subutilizado ya que se encuentra cumpliendo funciones como interruptor de una
interconexión para casos de recuperación de carga en emergencia el cual recupera el
0% de la carga de este circuito.
PARIS_A03
1- Interruptor 4 vías, tipo RAC al que se conectan los ID’s del 23390 al 23393 ubicado en la
cuadrícula 45EN985 se encuentra fuera de norma al tener tres circuitos conectados.
2- Copa B del circuito presenta deficiencia de interconexiones que puedan recuperarla en
caso de emergencia.
3- Equipo representado por el PD46511 ubicado en la cuadrícula 55EN203 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD46512 de 150KVA instalados al 85% de su capacidad el cual no se justifica debido
al bajo consumo.
4- Equipo representado por el PD6048 ubicado en la cuadrícula 55EN132 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD2375 de 300KVA instalados al 57% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
154
PARIS_A04
1- Deficiencia de seccionamiento en la salida del alimentador, ya que este circuito es
doble copas y estas, no están siendo seccionadas como indica la norma.
2- Contamos con un equipo tipo TRA al que se conecta el ID30395 ubicado en 57EN241
el cual esta seccionando un tramo que no necesita ser seccionado, haciendo esto que
el equipo este siendo subutilizado.
3- Interruptor de 4 vías GRAM2 al que se conectan los ID´s del 29039 al 29042 ubicado
en la cuadrícula 58EN541 presenta una mala configuración operativa.
4- Deficiencia de seccionamiento en interconexión de un tramo subterráneo con un tramo
aéreo representado por el CD967_1 y el LD967_2.
5- Equipo representado por el PD43213 ubicado en la cuadrícula 55EN1359 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para un carga representada por el
T117 de 300KVA instalados al 53% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
6- Equipo representado por el PD31625 ubicado en la cuadrícula 55EN408 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para un carga representada por el
PD6271 de 300KVA instalados al 70% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
7- Deficiencia de interconexiones que puedan recuperar el circuito en condición de
emergencia.
PARIS_A05
1- Deficiencia de seccionamiento en ramificación del troncal principal representado por
los CD5410_5, CD5410_12 y el CD5410_4.
2- Equipo representado por el PD46350 ubicado en la cuadrícula 45EN218 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para un carga representada por el
PD46349 de 300KVA instalados al 105% de su capacidad el cual no se justifica debido
al bajo consumo.
3- Equipo representado por el PD11201 ubicado en la cuadrícula 56EN342 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para un carga representada por el
PD24393 de 150KVA instalados al 66% de su capacidad el cual no se justifica debido
al bajo consumo.
PARIS_A07
1- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre el CD5499_1 y el LD5499_4.
2- Equipo 3 vías, tipo TRAM que conecta los ID del 24241 al 24243 ubicado en la
cuadrícula 78EN293, esta siendo subutilizado ya que se encuentra únicamente
seccionando una carga que no amerita dicho seccionamiento por ser de muy bajo
consumo.
3- Equipo 3 vías, tipo TRAM que conecta los ID del 30148 al 30150 ubicado en la
cuadrícula 88EN415, esta siendo subutilizado ya que se encuentra seccionando
únicamente una carga muy pequeña por lo que se recomienda eliminar el equipo.
4- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre el CD1759_1 y el LD1759_2.
155
PARIS_A08
1- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre el LD665_3 y el LD665_4.
2- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre el LD665_1 y el LD665_2.
3- Equipo 3 vías tipo STRAM ubicado en la cuadrícula 36EN361 al que se conectan los ID’s
del 27389 al 27380, esta siendo subutilizado ya que se encuentra cumpliendo funciones
de interconexión y esta es capaz de recuperar el 0% de la carga de este circuito
PARIS_A09
1- Deficiencia de seccionamiento en interconexión entre los CD778_13, CD788_19,
CD788_3 y CD788_4.
2- Equipo 4 vías, tipo RAC al que se encuentran conectados lo ID’s del 24978 al 24981,
ubicado en la cuadrícula 57EN822 esta siendo subutilizado ya que se encuentra
conectado seccionando una carga muy pequeña y a la vez como interconexión de
emergencia no siendo esta necesaria ya que se el circuito posee otras emergencias.
3- CD768_4 se encuentra en muy mal estado y se notificó a través del memo CCO
2004/3942 el cual refleja “ peligro, no cerrar, falla en cable”.
4- Deficiencia de seccionamiento en interconexión de los CD768_1, CD768_2 y
LD768_1.
5- Equipo representado por el PD9913 ubicado en la cuadrícula 46EN268 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD3493 de 502KVA instalados al 27% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
6- Equipo representado por el PD46821 ubicado en la cuadrícula 47EN560 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD46834 de 300KVA instalados al 0% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
7- Equipo representado por el PD9912 ubicado en la cuadrícula 57EN110 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD3372 de 502KVA instalados al 49% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
8- Equipo representado por el PD9458 ubicado en la cuadrícula 56EN759 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD9464 de 300KVA instalados al 70% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
PARIS_A10
1- Interruptor automático, conectado al ID11372 se encuentra asistiendo a una carga de
150KVA instalados que no amerita este tipo de emergencia.
2- Posee un tramo que se encuentra al aire, sin carga conectada y se ubica por el
siguiente código: CD4257_8.
3- Equipo representado por el PD9691 ubicado en la cuadrícula 57EN114 el cual actúa
como emergencia en una conexión tipo Banking para una carga representada por el
PD9725 de 150KVA instalados al 5% de su capacidad el cual no se justifica debido al
bajo consumo.
156
PARIS_A11
1- Carga de 300KVA instalados al 57% asignada al PD2375 se encuentra con una
conexión de emergencia tipo Banking con PARIS_A03 a través del PD6048 y esta no
se justifica con la facturación mensual del cliente.
2- Equipo 4 vías, tipo RAC conectado los ID´s del 22984 al 22987 se encuentra fuera de
norma por poseer dos interconexiones, una con PARIS_A3 y otra con PARIS_A14.
3- El circuito PARIS_A11 posee una capacidad instalada de 1500KVA y una demanda
máxima horaria de 750KVA, haciendo esto que se este subutilizando este circuito ya que
la carga a alimentar es muy pequeña.
PARIS_A12
1- Equipo 3 vías, tipo TRAM al que se conectan los ID del 23003 al 23005 ubicado en la
cuadrícula 47EN250, esta siendo subutilizado ya que se encuentra realizando una
interconexión para emergencia del circuito y esta no es necesaria ya que el circuito
posee suficientes emergencias.
PARIS_A13
1- De la salida del alimentador sale un circuito doble copa el cual no esta siendo
seccionado cuando debería estarlo por ende habría que seccionar entra los tramos
representados por el CD1069_1 y el tramo CD8134_1.
2- Equipo CU300 con tres vías al que se encuentran conectados los ID2867, ID2868 e ID
8427 ubicado en la cuadrícula 78EN270 mediante las cuales se encuentra el circuito
interconectado a dos circuitos de la S/E violando la norma para interconexiones por
equipo a su vez también se encuentra fuera de norma la encontrarse en una casilla.
PARIS_A14
1- Equipo 3 vías, tipo STRAM al que se encuentran conectados los ID’s del 26782 al
26784 ubicado en la cuadrícula 65EN258, se encuentra subutilizado ya que secciona
un tramo muy corto y este posee otros seccionmientos cercanos más útiles.
2- Equipo 3 vías, tipo TRAM al que conectan los ID´s del 29434 al 29436 ubicado en la
cuadrícula 55EN149, esta siendo subutilizado ya que se encuentra seccionando un
tramo cerca de la salida del alimentador el cual no es necesario.
3- Deficiencia de seccionamiento en interconexión de un tramo aéreo a uno subterráneo
representados por el LD9235_2 y el CD9235_3.
4- Se recomienda cambiar tramo representado por el CD1514_13 ya que este es un
conductor # 2 PLT15 y su capacidad limita la recuperación bidireccional entre este
circuito y el circuito ROMA_A02 .
PARIS_A15
1- Equipo 3 vías, tipo STRAM al que se conectan los ID’s del 26468 al 26470 ubicado en
la cuadrícula 65EN258, esta subutilizado ya que se encuentra seccionando un tramo
que no necesita este equipo.
157
2- Equipo de interconexión tipo TRA al que se conecta el ID30262 y se encuentra
ubicado en la cuadrícula 55EN1449, esta siendo subutilizado.
Después de haber modelado en el Sistema de Adquisición de Datos y Control Supervisor
(SCADA), todas las condiciones normales de esta S/E, en cuanto a demanda y capacidad
instalada se refiere, obtuvimos una serie de resultados que se expresan en la tabla # 6
llamada condiciones normales de la S/E que se presenta a continuación. En esta tabla
también se puede observar las violaciones de corriente y tensión en cada uno de los circuitos
y su respectivo tramo limitante. Es importante destacar que en la tabla se muestran los
porcentajes de carga de cada uno de los tramos limitantes por circuitos y se encuentran
resaltados todos aquellos que se encuentran por arriba de su porcentaje de operación normal
que es 90%.
158
Tabla # 6 Condiciones normales de la S/E PARIS
CALIBRE
CIRCUITO
TRONCAL
N° DE
TIPO DE
DEMANDA DEMANDA
DUCTOS
CARGA
CIRCUITO
TRAMO
NOMINAL TRAMO
%CARGA
% AV
(kVA)
(kVA)
(kVA)
-1
-2
OCUPADOS PREDOMINANTE
PARIS_A01
PARIS_A02
PARIS_A03
PARIS_A04
PARIS_A05
PARIS_A07
PARIS_A08
PARIS_A09
PARIS_A10
PARIS_A11
PARIS_A12
PARIS_A13
PARIS_A14
PARIS_A15
250
PL_12
4/0
PP
250
PLT5
250
PL12
4/0
PP
250
PL12
# 10
ALPLT
250
PL12
250
PL12
250
PL12
250
PL12
250
PL12
250
PL12
250
PL12
CAPACIDAD
6
Residencial
1198,00 1180,57
1995
6
Residencial
1196,00 1413,35
1546
6
Mixta
2133,09 1122,37
1995
6
Mixta
2263,37
906,21
1995
6
Residencial
1432,49 1762,53
1546
6
Mixta
1942,43 2810,08
1995
6
Residencial
1785,38 1263,70
1239
6
Residencial
994,07
1920,50
1995
6
Comercial
483,83
706,68
1995
6
Residencial
755,06
1047,54
1995
6
Residencial
1160,40 1787,48
1995
6
Residencial
2858,36 1812,42
1995
6
Residencial
1142,47 1114,06
1995
6
Residencial
2070,42 2660,43
1995
CONDICIÓN NORMAL
59
CD619_1
91
CD613_4
64
CD888_1
45
CD885_1
114
CD614_2
141
CD4256_2
102
LD665_2
96
CD1291_7
35
CD4257_1
53
CD380_1
90
CD615_1
91
CD1069_1
56
CD5126_1
134
CD5125_1
159
Soluciones propuestas por circuito
Después de haber analizado todas los problemas y situaciones fuera de norma presentes en
cada uno de los circuitos de la S/E PARIS, se llegó a la conclusión que la manera de
solucionar todos problemas y fallas presentes y a su vez aplicar una mejor gerencia de
activos es a través de la implementación de las soluciones que se presentan a continuación
para cada uno de los circuitos de esta S/E.
PARIS_A01
1- Cambiar cuchilla asociada al ID1650 y conectarla al principio del LD14947_1.
PARIS_A02
Retirar equipo tipo TRA ID30464 con ubicación 56EN430.
2- Se recomienda realizar medidas de carga por 24 horas al transformador asociado al
PD46349 ubicado en la cuadrícula 45EN218 para verificar si se encuentra
sobrecargado y de ser así es imperativo realizar el cambio de ese transformador por
una unidad de mayor capacidad.
3- Retirar interruptor 2 vías, tipo GRA con ubicación 35EN399 interconectado con el circuito
MILO_A06.
4- Eliminar equipo 3 vías tipo GRAM (ID15644 al ID15646) con ubicación 45EN1027 e
interconexión el circuito VILLA_A02 y mantener la interconexión con el circuito
VILLA_A02 a través de una cuchilla ya que este recupera el 82% de la carga en
condición de emergencia. Ver figura 1
1-
Retirar y
Fi gur a 1
5- Instalar interruptor 3 vías, tipo GRAM entre los tramos CD1159_2, CD1159_12 y
CD613_5 para tener una buena configuración del circuito. Ver figura 2.
Fi gur a 2
PARIS_A03
1- Retirar equipo en conexión tipo Banking asociado al PD6048 con ubicación 55EN132
2- Retirar equipo en conexión tipo Banking asociado al PD46511 ubicado 55EN203.
3- Retirar equipo RACN (ID23390 al ID23393) con ubicación 45EN985. Ver figura 3.
160
Fi gur a 3
PARIS_A04
1234-
Retirar equipo asociado al PD43213 y ubicación 55EN1359. Conexión tipo Banking.
Retirar equipo tipo TRA asociado al ID30395 con ubicación 57EN241.
Instalar cuchilla al principio del LD967_2.
Retirar equipo 4 vías tipo GRAM2 (ID29039 al ID29042) con ubicación 58EN541.
Retirar y
Fi gur a 4
5- Instalar seccionamiento en cada una de las copas a la salida del interruptor.
Figura 5
PARIS_A05
1- Eliminar equipo asociado al PD11201 con ubicación 56EN342 cuya función es la de
una conexión tipo Banking.
2- Eliminar equipo asociado al PD46350 con ubicación 45EN218 cuya función es la de
una conexión tipo Banking.
3- Instalar Conexión Modular 3 vías entre los tramos (CD5410_12, CD5410_5 y
CD5410_4).
PARIS_A07
1- Instalar cuchilla al principio del LD5499_4.
2- Instalar cuchillas al final del LD1759_1.
3- Eliminar equipo 3 vías tipo TRAM (ID24241 al ID24243) con ubicación 78EN293.
161
RETIRAR
Fi gur a 6
4- Retirar equipo 3 vías tipo TRAM (ID30148 al ID30150) con ubicación 88EN415.
Retirar
Figura 7
PARIS_A08
1- Instalar cuchilla al principio del LD665_4.
2- Retirar equipo 3 vías tipo STRAM (ID27389 al ID27391) con ubicación 36EN361 pero
manteniendo la interconexión a través de cuchilla.
3- Instalar cuchilla al final del LD665_1.
PARIS_A09
1- Instalar conexión modular 4 vías entra los tramos representados por el CD788_3,
CD788_6, CD788_13 y CD 788_4.
2- Retirar equipo asociado al PD9458 con ubicación 56EN759 cuya función es la de una
conexión tipo Banking.
3- Retirar equipo asociado al PD9912 con ubicación 57EN110 cuya función es la de una
conexión tipo Banking.
4- Retirar equipo 4 vías tipo TRAM2 (ID24978 al ID24981) con ubicación 57EN822 con
interconexión con el circuito PARIS_A12.
Retirar
Figura 8
5- Retirar tramo fallado identificado como CD768_4 e instalar tramo en buen estado
para mantener interconexión importante con el circuito PARIS_A04. Esta interconexión
se va mantener a través de un interruptor 2 vía como se observa en la figura 9.
162
Figura 9
PARIS_A10
1- Retirar equipo asociado al PD9691 con ubicación 56EN114 cuya función es la de una
conexión tipo Banking.
2- Retirar equipo de transferencia manual al PD18967 asociado al ID11372 e instalar un
EV200 en su lugar.
Retirar
Figura 10
PARIS_A11
1- Retirar equipo 4 vías tipo TRAM2 (ID22984 al ID22987) con ubicación 55EN490 con
interconexión con el circuito PARIS_A14.
2- Ya que este circuito esta siendo subutilizado debido a su poca capacidad y demanda, se
debe, para una eficiente gerencia de activos, seguir el siguiente procedimiento: Cortar el
CD380_13 e interconectarlo con el CD9235_4 transfiriendo de esta manera 900KVA al
circuito PARIS_A14, retirando el equipo 4 vías como se especificó antes, además de
traspasar la carga que posee el PD9043 a su emergencia perteneciente al circuito
PARIS_A03 a través del PD8934 de 300KVA al igual que le PD2375 al PD6048. Es
importante destacar que este traspaso de carga fue simulado en el SCADA y los circuitos
se encuentran dentro de los rangos de operación normales y son totalmente
recuperados en estado de emergencia. Al quedar el interruptor de este circuito solo,
tomaríamos la copa B del circuito PARIS_A13, de 3882,5 KVA instalados y sería
traspasada al interruptor sin carga del circuito PARIS_A11 sin afectar el balance en barra
de la S/E ya que se encuentran en la misma barra.
Retir
Figura 12
163
PARIS_A12
1- Retirar equipo 4 vías tipo TRAM (ID23003 al ID23005) con ubicación 47EN250 con
interconexión con el circuito PARIS_A14.
PARIS_A13
Retira
r
Figura 13
1- Instalar seccionamiento en copas.
Fi gur a 1 4
2- Retirar equipo tipo CU360 con ubicación 78EN270 interconectado con los circuitos
PARIS_A03 y MADRID_A05 e instalar equipo 2 vías eliminando la interconexión con
el circuito PARIS_A03.
Figura 15
PARIS_A14
1- Retirar equipo 3 vías tipo TRAM (ID29435 al ID29437) ubicado 55EN1449.
2- Instalar cuchilla al final del LD9235_2.
3- Retirar equipo 3 vías tipo STRAM(ID26782 al ID26784) con ubicación 65EN258 e
interconexión con el circuito MADRID_A04 y en su lugar se recomienda instalar
conexión modular 2 vías en su lugar.
164
4- Cambiar tramo representado por el CD1514_13 de un #2PLT15 a un 250PLT15.
Eli
Figura 16
PARIS_A15
1- Retirar equipo tipo TRA asociado al ID30262 con ubicación 55EN1449.
2- Retirar equipo 3 vías tipo STRAM (ID26468 al ID26470)con ubicación 65EN258 e
interconectado con el circuito MADRID_A06 e instalar conexión modular entre el
CD5125_2, CD5125_3 y CD5125_1.
165
A continuación se presenta una tabla donde se especifican todos los equipos a retirar de la
S/E PARIS y una tabla resumen con los respectivos costos asociados a esos equipos que
vendría a representar ahorro para nuestra compañía.
Tabla # 7 Equipos a retirar de la S/E PARIS
EQUIPOS SUBUTILIZADOS (Retirar)
Tipo de
equipo
Manual (M) ò
Autom(A)
56EN430 ID30464
TRA
35EN399 ID1588
GRA
IT
Circuito
Ubicación
Equipo
1
PAR_A02
2
PAR_A02
3
PAR_A02 45EN1027 ID15644/ID15645/ID15646
4
PAR_A03
55EN490 ID22984/ID22985/ID22986/ID22987
5
PAR_A03
45EN985 ID23390/ID23391/ID23392/ID23393
6
PAR_A04 66EM1026 PD43213
7
PAR_A05
45EN218 PD46350
EV200
8
PAR_A10
57EN114 PD9691
9
PAR_A04
10 PAR_A04
57EN241 ID30395
11 PAR_A03
Interconexión
Estructura
Cantidad de
Vías
M
No
S
1
M
MILO_A06
S
1
GRAM
M
No
S
3
RAC
M
PARIS_A11 y A14
S
4
RACN
M
PARISA4 y VILLAA1
S
4
EV200
M
PARIS_A02
S
1
M
PARIS_A02
S
1
SF6A2
M
PARIS_A04
S
1
58EN541 ID29039/ID29040/ID29041/ID29042 GRAM2
M
No
S
4
TRA
M
No
S
1
55EN203 PD46511
EV200
M
PARIS_A05
S
1
12 PAR_A05 57EM1149 PD11201
SF6A2
M
PARIS_A03
S
1
13 PAR_A07
78EN293 ID24241/ID24342/ID24243
TRAM
M
No
S
3
14 PAR_A07
88EN415 ID30148/ID30149/ID30150
TRAM
M
MADRID_A05
S
3
15 PAR_A08
47EN250 ID23003/ID23004/ID23005
TRAM
M
PARIS_A12
S
3
16 PAR_A09
58EN241 ID29729
CU600
M
PARIS_A04
P
1
17 PAR_A09
57EN822 ID24978/ID24979/ID24980/ID24981
RAC
M
PARIS_A12
S
4
18
57EN124 ID11372
MVRAD
M
PARIS_A04
S
2
19 PAR__A03 55EN132 PD6048
CO200
M
PARIS_A11
S
1
20 PAR_A09
47EN360 PD46821
EV200
M
PARIS_A12
S
1
21 PAR_A09
46EN268 PD9913
CO200
M
PARIS_A12
S
1
22 PAR_A09
57EN110 PD9912
SF6A6
M
PARIS_A12
S
1
23 PAR_A09
56EN759 PD9458
SF6A2
M
PARIS_A12
S
1
24 PAR_A14
65EN258 ID26782/ID26783/ID26784
STRAM
M
No
S
3
25 PAR_A15
65EN258 ID26468/ID26469/ID26470
STAM
M
Macarcauay_A6
S
3
26 PAR_A08
36EN361 ID27389/ID27390/ID27391
STRAM
M
MILO_A06
TRAM
M
No
PAR_10
27 PAR_A14 55EN1449 ID29434/ID29435/ID29436
Tabla # 8 Costos por Equipos y ahorro que representan
Equipos
Cantidad
Seccionamiento 3 vías
Seccionamiento 4 vías
Transferencias Automáticas
Transferencias Manuales
Total
8
4
0
1
13
Costos de
Costo
Reposición
Unitario ($)
($)
11.050,00
18.850,00
0,00
6.500,00
85.800,00
88.400,00
75.400,00
0,00
6.500,00
170.300,00
3
S
3
166
Después de haber realizado todo este análisis, haber aplicado las estrategias propuestas
para optimizar tanto la distribución de equipos en la red como su capacidad y configuración
operativa tenemos el siguiente resumen de interconexiones para esta subestación que se
muestra en la tabla # 9, en donde rápidamente podemos inferir cuan confiable es esta S/E
con respecto a la recuperación de sus circuitos en condiciones de emergencias.
Tabla # 9 Interconexiones después de haber aplicado las estrategias sugeridas
VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN
PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LA
RED DE DISTRIBUCIÓN
X
X
X
X
X
X
PARIS A7
(4815 kVA)
X
X
X
PARIS A14
PARIS A13
PARIS A12
PARIS A11
PARIS A10
PARIS A9
PARIS A8
X
X
X
X
X
X
X
PARIS A9
(4325 kVA)
X
PARIS A10
(750 kVA)
X
PARIS A11
(1500 kVA)
PARIS A12
(4877,5 kVA)
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
PARIS A13
(6852,5 kVA)
X
X
PARIS A8
(2385 kVA)
PARIS A14
(3107,5 kVA)
PARIS A15
(4102,5 kVA)
X
X
PARIS A3
(3825 kVA)
PARIS A5
(3002,5 kVA)
PARIS A7
X
ROMA A2
PARIS A2
(2250 kVA)
PARIS A4
(4125 kVA)
PARIS A5
PARIS A4
PARIS A3
PARIS A2
PARIS A1
X
PARIS A15
PARIS A1
(1690 kVA)
MILO A6
MILO A4
MADRID A6
MADRID A5
MADRID A4
MADRID A2
CAURIMARE A10
VILLA A3
VILLA A2
CIRCUITO_FALL
ADO (kVA
Instalado)
VILLA A1
INTERCONEXIONES DE LA SUBESTACIÓN PARIS-2005
X
X
X
X
X
A continuación se presentan las tablas de recuperaciones para manejo operativo; Primero se encuentra la tabla en condiciones
actuales de la S/E, es decir, antes de aplicar estas estrategias y segundo encontramos la tabla de recuperación después de haber
aplicado las estrategias. Ver tablas 10 y 11.
TABLA # 10 RECUPERACIONES PARA MANEJO OPERATIVO
Condición Normal
Condición Emergencia
(Conductor al 100%)
Circuito
Fallado
PAR A1
PAR A2
PAR A3
PAR A4
PAR A5
Cuello
Botella
Tipo
Capac. Capac.
Libre
Libre
%Carga del Conductor
(100% Recuperado)
<kVA>
(100% Recuperado)
Circuito
Intercon.
MARQUÉS A6
ID11932
1421
1775
1421
100
84
1775
68
PARIS A8
ID3429
LD665_7
CU5_6_5
915
1098
915
76
131
1098
109
PARIS A13
ID11368
LD621_1
AL5_10_5
1912
2294
1308
100
94
1690
71
CD585_17 PLT12_20_5
Norm.
Emerg. <kVA>
%Recuperado
(Conductor al 120%)
%Carga del Conductor
MARQUÉS A6
ID1588
CD9776_4
PLT5_20_5
1180
1504
0
0
277
0
217
PARIS A5
ID3589
CD5410_11 PLT12_2_5
981
1219
981
82
122
1219
98
VILLA A2
ID15646
CD373_5
PP_40_5
1546
1855
975
82
114
1284
95
PARIS A5
ID15646
CD613_4
PP_40_5
1546
1855
58
5
173
367
144
PARIS A11
ID3312
CD380_12 PLT12_20_5
1421
1775
1421
66
151
1775
121
PARIS A5
ID30384
CD601_3
PP_2_5
823
988
823
38
261
988
217
PARIS A11
ID22985
CD380_13
PL12_250_5
1995
2504
1618
75
127
2127
101
PARIS A11
ID22984
CD380_13
PL12_250_5
1995
2504
1618
75
127
2127
101
VILLA A1
ID23391
CD384_3
PP_40_5
1546
1855
1292
60
155
1601
129
VILLA A1
ID23392
CD384_3
PP_40_5
1546
1855
1292
60
155
1601
129
PP_40_5
PARIS A4
ID23393
CD384_3
1546
1855
1292
60
155
1601
129
PARIS A13
ID2867
CD1998_2 PLT12_20_5
1421
1775
1280
60
161
1634
129
PARIS A7
ID21632
CD5499_2 PLT12_20_5
1421
1775
946
44
185
1300
148
PARIS A7
ID21633
CD5499_2 PLT12_20_5
1421
1775
946
44
185
1300
148
PARIS A7
ID21634
CD5499_2 PLT12_20_5
1421
1775
946
44
185
1300
148
PARIS A9
ID29729
CD1291_7
PL12_250_5
1995
2504
33
1
211
542
168
PARIS A9
ID29042
CD1291_7
PL12_250_5
1995
2504
33
1
211
542
168
VILLA A1
ID23393
CD384_1
PP_40_5
1546
1855
851
38
191
1160
159
PARIS A5
ID29338
CD614_4
PP_40_5
1546
1855
0
0
262
0
205
PARIS A13
ID1651
CD1069_1
PL12_250_5
1995
2504
141
6
206
650
164
PARIS A2
ID4119
CD613_4
PP_40_5
1546
1855
102
7
187
411
156
PARIS A2
ID3589
CD613_4
PP_40_5
1546
1855
102
7
187
411
156
168
PAR A7
PAR A8
PAR A9
PAR A10
PAR A11
PAR A12
MARQUÉS A4
ID27362
CD5121_5 PLT5_250_5
1738
2086
1020
71
124
1368
104
PARIS A4
ID29338
CD5409_1
1546
1855
850
59
138
1159
115
PARIS A3
ID30384
CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
264
18
159
773
127
VILLA A3
ID29326
CD734_1
PL12_250_5
1995
2504
1280
89
108
1789
86
MACARACU. A4 ID24241
CD1511_1
PL12_250_5
1995
2504
1273
66
133
1782
106
MACARACU. A5 ID30150
CD1501_1
PL12_250_5
1995
2504
645
33
164
1154
131
PP_40_5
PARIS A3
ID21632
CD13852_4
PP_2_5
823
988
549
29
267
714
223
PARIS A3
ID21633
CD13852_4
PP_2_5
823
988
549
29
267
714
223
PARIS A3
ID21634
CD13852_4
PP_2_5
823
988
549
29
267
714
223
MARQUÉS A6
ID27390
CD9776_4
PLT5_2_5
1106
1327
0
0
279
0
233
PARIS A12
ID23005
CD598_1
PP_40_5
1546
1855
44
2
213
353
177
CU5_6_5
PARIS A1
ID3429
LD10783_6
915
1098
580
32
232
763
193
PARIS A10
ID10569
CD4257_10 PLT12_20_5
1421
1775
1164
65
144
1518
115
PARIS A4
ID29729
CD5588_1
PL12_250_5
1995
2504
1995
100
50
2504
40
PARIS A4
ID29042
CD918_8
PLT5_250_5
1738
2086
1175
100
85
1523
75
PARIS A12
ID8305
CD598_20
PLT12_2_5
981
1219
981
99
101
1219
82
PARIS A12
ID29485
CD598_11
PP_20_5
1197
1436
1076
100
92
1315
78
PARIS A12
ID4530
CD598_10
PP_2_5
823
988
628
63
145
793
120
PARIS A12
ID29661
CD598_3
PP_40_5
1546
1855
599
60
126
908
105
PARIS A12
ID24979
CD615_7
PL12_250_5
1995
2504
826
83
108
1335
86
PARIS A12
ID24980
CD615_7
PL12_250_5
1995
2504
826
83
108
1335
86
PARIS A12
ID24978
CD615_7
PL12_250_5
1995
2504
826
83
108
1335
86
PARIS A13
ID5190
LD2016_2
AL5_10_5
1912
2294
1553
100
71
1935
59
PARIS A8
ID10569
CD616_5
PLT12_2_5
981
1219
778
100
70
1016
57
PARIS A3
ID3312
CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
0
0
149
0
119
PARIS A3
ID22985
CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
0
0
149
0
119
PARIS A14
ID22987
CD1514_3
PLT12_2_5
981
1219
70
9
169
308
115
PARIS A3
ID22984
CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
0
0
149
0
119
PARIS A9
ID8305
CD788_17
PLT5_20_5
1180
1504
1057
89
112
1381
79
PARIS A8
ID23005
LD1115_3
CU_2_5
1663
1995
1582
100
76
1914
64
PARIS A9
ID29485
CD788_20 PLT12_20_5
1995
2504
1315
100
91
1824
75
PARIS A9
ID4530
CD788_7
PL12_250_5
1995
2504
1987
100
60
2496
48
PARIS A9
ID29661
CD788_4
PLT5_20_5
1180
1504
1106
93
107
1430
79
PARIS A9
ID24980
CD1292_3
PL12_250_5
1995
2504
1382
100
90
1891
72
PARIS A9
ID24979
CD1292_3
PL12_250_5
1995
2504
1382
100
90
1891
72
169
PAR A13
PAR A14
PAR A15
PARIS A9
ID24978
CD1292_3
PL12_250_5
1995
2504
1382
100
90
1891
72
PARIS A3
ID2867
CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
264
9
231
773
184
MACARACU. A5
ID8427
CD1501_1
PL12_250_5
1995
2504
799
28
204
1308
163
MACARACU. A2
ID4013
CD1484_2
PLT12_2_5
981
1219
319
11
361
557
290
PARIS A9
ID5190
CD1291_1
PL12_500_5
2851
3601
627
22
179
1377
142
PARIS A1
ID11368
CD619_1
PL12_250_5
1995
2504
785
27
205
1294
163
PARIS A4
ID1651
CD612_1
PL12_250_5
1995
2504
842
29
202
1351
161
PARIS A15
ID10957
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
193
0
154
PARIS A15
ID5044
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
193
0
154
PARIS A15
ID5042
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
193
0
154
ROMA A2
ID30285
CD592_4
PP_10_5
1056
1267
648
57
147
859
122
PARIS A11
ID22987
CD380_3
PL12_250_5
1995
2504
922
81
111
1431
88
MACARACU. A4
ID3824
CD1513_5
PLT5_20_5
1106
1327
529
46
155
750
130
CAURIMAR. A10
ID2879
CD738_1
PLT5_250_5
1738
2086
931
82
112
1279
93
PARIS A15
ID26162
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
193
0
154
PARIS A15
ID26164
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
193
0
154
MACARACU. A4 ID26784
CD1518_1
PL12_250_5
1995
2504
1043
91
105
1552
84
PARIS A14
ID10957
CD5126_9
PL12_250_5
1995
2504
1995
97
103
2504
82
PARIS A14
ID5044
CD5126_8
PLT12_2_5
981
1219
981
48
209
1219
168
PARIS A14
ID5042
CD5126_6
PLT5_2_5
865
1038
865
42
237
1038
198
PARIS A14
ID26162
CD5126_1
PL12_250_5
1995
2504
804
39
163
1313
129
PARIS A14
ID26164
CD1514_4
PLT12_2_5
981
1219
981
48
209
1219
168
CD1485_3 PLT5_250_5
1738
2086
1283
63
144
1631
120
MACARACU. A6 ID26468
170
TABLA # 11 RECUPERACIONES PARA MANEJO OPERATIVO DESPUÉS DEL TRASPASO DE CARGA
Condición Normal
Condición Emergencia
(Conductor al 100%)
Circuito
Fallado
Libre
Norm.
Emerg.
<kVA>
PLT12_20_5
1421
1775
1413
(Conductor al 120%)
%Carga del Conductor
Libre
%Carga del Conductor
(100% Recuperado)
<kVA>
(100% Recuperado)
159
1767
127
Intercon.
PARIS A11
ID3312
CD380_12
PARIS A5
ID30384
CD614_4
PP_40_5
1546
1855
0
0
248
0
206
PARIS A14
ID22985 CD1514_13
PL12_2_5
981
1219
0
0
398
0
320
Tipo
%Recuperado
63
ID22984 CD1514_13
PL12_2_5
981
1219
0
0
398
0
320
ID23391
CD384_1
PP_40_5
1546
1855
896
40
187
1205
156
VILLA A1
ID23392
CD384_1
PP_40_5
1546
1855
896
40
187
1205
156
PARIS A4
ID23393
CD384_1
PP_40_5
1546
1855
896
40
187
1205
156
PARIS A13
ID2867
LD2016_1
AL5_10_5
1912
2294
106
5
212
488
177
PARIS A7
ID21632 CD4256_2 PLT12_250_5 1995
2504
0
0
257
0
205
PARIS A7
ID21633 CD4256_2 PLT12_250_5 1995
2504
0
0
257
0
205
VILLA A1
PAR A14
Capac.
Circuito
PARIS A14
PAR A03
Capac.
Cuello
Botella
PARIS A7
ID21634 CD4256_2 PLT12_250_5 1995
2504
0
0
257
0
205
PARIS A15
ID10957 CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
166
334
132
PARIS A15
ID5044
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
166
334
132
PARIS A15
ID5042
CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
166
334
132
ROMA A2
ID30285
CD592_4
PP_10_5
1056
1267
645
56
147
856
122
PARIS A3
ID22984 CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
0
0
190
0
151
PARIS A3
ID22985 CD11458_1 PL12_250_5
1995
2504
0
0
190
0
151
MACARACU. A4 ID3824
CD1513_5
PLT5_20_5
1106
1327
18
2
202
239
168
CAURIMAR. A10 ID2879
CD738_1
PLT5_250_5
1738
2086
1212
100
96
1560
83
PARIS A15
ID26162 CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
166
334
132
PARIS A15
ID26164 CD5124_2
PL12_250_5
1995
2504
0
0
166
334
132
MACARACU. A4 ID26784 CD1518_1
PL12_250_5
1995
2504
534
47
131
1032
104
171
Conclusiones y recomendaciones
1- Esta S/E posee 14 circuitos de las cuales 5 tienen un factor de uso menor al 45 %, 8
circuitos con factores de utilización mayores que 45 % y menores que 75 % y 1
circuito que tiene un factor de uso igual al 75% por lo que se recomienda revisar la
capacidad instaladas en estos circuitos ya que pudiesen estar subutilizados en esta
S/E pudiendo cambiarse por otros y optimizar los recursos.
2- Es recomendable evaluar y analizar el cambio de todos los tramos de esta S/E que
son conductores en papel plomo, ya que son cables muy viejos y cada día son menos
eficientes con el aumento de la demanda en la red de distribución.
3- Después de haber analizado todas las condiciones de esta S/E, se plantea la pronta
eliminación de un total de 26 equipos de la subestación entre interruptores
automáticos, 3 vías, 4 vías. Cuchillas y protecciones de distribución junto con sus
interconexiones, los cuales estaban siendo subutilizados y de esta manera aplicar una
eficiente gerencia de activos de la Electricidad de Caracas.
4- Referente a las fallas es importante destacar que el mayor número de ellas ocurrieron
por defecto de instalación, deterioro por el tiempo por lo que es importante tratar de
evitar estas situaciones nuevamente.
5- Esta S/E presenta un total de 38 memos CCO pendientes, de los cuales el 44,73 %
de ellos son de prioridad 1, es decir, afectan directamente componentes críticos de
la red, atenta contra la seguridad de usuarios y empleados EDC e influyen
directamente en la calidad de servicio eléctrico que se presta a nuestros clientes y la
confiabilidad de los circuitos de la S/E.
6- Es importante resaltar que esta subestación de aplicarse las estrategias sugeridas en
este informe tendría una mayor confiabilidad en barra, circuitos con los activos
mínimos necesarios para su mejor funcionamiento y la configuración de red y equipos
dentro de las normas por las que se rige nuestra compañía.
7- En la realización del estudio a esta S/E fue punto de atención el que muchos clientes
tenían una gran capacidad instalada de equipos, tenían un porcentaje de utilización
alto en planos pero que se compara con la base de datos de facturación no coincidían
ya que casi siempre la base de datos de ventas estaba muy por debajo de lo que se
esperaba. Por tal razón se recomienda realizar mediciones a los clientes de esta S/E,
sobre todo a los clientes que tienen gran capacidad instalada.