Evaluación de la red de 34,5 kV en Cienfuegos

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(1)Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA Evaluación de la red de 34,5 kV en Cienfuegos. Autor: Dayron Molina Castellanos. Tutores: MSc. Roberto Ripoll Salcines Dr. C. Zaid García Sánchez. Santa Clara 2016.

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA Evaluación de la red de 34,5 kV en Cienfuegos. Autor: Dayron Molina Castellanos dmcastellanos@uclv.cu. Tutores: MSc. C. Roberto Ripoll Salcines ripoll@eleccfg.une.cu. Dr. C. Zaid García Sánchez zaid@uclv.edu.cu. Santa Clara 2016.

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. Firma del Autor. Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) i. Pensamientos. “Hay una fuerza motriz más poderosa que el vapor, la electricidad y la energía atómica: LA VOLUNTAD.” Albert Einstein “Cuanto más grande es el obstáculo que vencemos, tanto mayor es el desarrollo personal.” Myles Munroe.

(5) ii. Dedicatoria. Al Espíritu de Dios por caminar conmigo amándome y cuidando de mí siempre. Gracias. A mi esposa, por estar a mi lado transitando por todas las pruebas en cada uno de estos años. A mis extraordinarios padres por su incondicional apoyo y cariño. A mi hermana Lidesther por su gran amor y dulzura. A mi abuela Reina por darme todo y más de sus fuerzas cada día. A toda mi familia y hermanos de cuarto Reinier y Carlos..

(6) iii. Agradecimientos. Quiero agradecer a todos los profesores que hicieron posible mi formación profesional, a todos los que me han brindado experiencia o parte de sabiduría para llegar a crear patrones e ideas correctas, a mis tutores el compañero MSc. Roberto Ripoll Salcines y el Dr. Zaid García Sánchez por su gran atención, experiencia y paciencia en la realización de este trabajo. Al grupo de especialistas del Departamento de Regímenes, en especial al Ing. Adrian Romero. Y de una forma muy especial agradezco a los pastores Francisco y Elizabeth, los cuales me educaron en un tiempo oportuno. Muchísimas gracias de todo corazón..

(7) iv. Tarea Técnica. 1. Analizar y valorar la red de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos: calibre de conductores, subestaciones de transmisión y subtransmisión con posibles pasos de futuros nodos de carga y generación. 2. Actualizar e interpretar los monolineales pertenecientes a la provincia de Cienfuegos utilizando el Sistema para la Observabilidad de las Redes Eléctricas (SORE) programa utilizado por el despacho de la Empresa Eléctrica de Cienfuegos. 3. Implementar los datos y las curvas de las cargas para la actualización de las demandas por regímenes de operación. 4. Actualizar las características de las cargas con la ayuda de las lecturas realizadas con los datos del Despacho y los municipios. 5. Implementación de la red en los programas Radial y PSX. 6. Valoración técnica de las propuestas de inversiones del proyecto. 7. Emitir criterios y recomendaciones derivados de los estudios realizados. 8. Elaboración del informe final.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(8) v. Resumen. Se revisaron algunas cuestiones esenciales sobre los estudios de Factibilidad y el Planeamiento de las redes eléctricas. Se pronosticó la demanda de la red en cuestión y se ofrecieron propuestas para el mejor desarrollo del sistema. Se analiza la situación actual y las perspectivas de desarrollo de la red de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos, para esto se aprovecharon la mayoría de las posibilidades que brindan los programas Radial y PSX. Se proponen variantes de solución a las problemáticas fundamentales ya existentes y a las que puedan aparecer en un futuro. Se precisó la factibilidad de efectuar un cambio de calibre en casi todos los tramos que tienen un conductor inadecuado para la transferencia de potencia debido a las cargas y el respaldo entre barras. El alcance de los análisis y resultados plasmados en este informe, garantiza que el mismo pueda ser utilizado como material de consulta o guía para el mejoramiento futuro de las condiciones de la red de 34.5 kV en la provincia..

(9) vi Tabla de contenidos. Pensamientos ........................................................................................................................i Dedicatoria ........................................................................................................................... ii Agradecimientos................................................................................................................. iii Tarea Técnica ......................................................................................................................iv Resumen ............................................................................................................................... v Introducción........................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 1. 1.1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento ............................................ 4. Estudios de Factibilidad del suministro eléctrico .............................................. 4. 1.1.1. Análisis de la situación actual ...................................................................... 5. 1.1.2. Pronóstico de la carga y demanda eléctrica .............................................. 6. 1.1.3. Elaboración de las variantes técnicas de solución ................................... 7. 1.1.4. Evaluación de las condiciones de operación de las variantes. elaboradas..................................................................................................................... 9 1.1.5. Comparación técnico–económica de las variantes ................................ 11. 1.1.6. Propuesta final de solución ........................................................................ 11. 1.2. Planeamiento ....................................................................................................... 12. 1.2.1. Nuevos conceptos de la Unión Nacional Eléctrica (UNE) en el. Planeamiento .............................................................................................................. 12 1.3. Pronóstico de la demanda ................................................................................. 13. 1.3.1. Métodos de pronóstico ................................................................................ 14. 1.3.2. Pronóstico actual, a corto,mediano y largo plazo ................................... 17. CAPÍTULO 2.. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV en Cienfuegos 22.

(10) vii 2.1. Análisis de la situación actual de la red de subtransmisión en Cienfuegos 22. 2.1.1. Analisis de la situación actual de la barra CMC 110/34,5 kV ............... 24. 2.1.2. Análisis de la situación actual de la barra Cruces 110/34,5 kV ............ 28. 2.1.3. Análisis de la situación actual de la barra Yaguaramas 110/34,5 kV .. 31. 2.1.4. Análisis de la situación actual de la barra La Moza 110/34,5 kV ......... 34. 2.1.5. Análisis de la situación actual de la barra Juraguá 110/34,5 kV .......... 35. 2.2. Capacidad de generación con fuertes propias del territorio ......................... 37. 2.2.1. Hidroenergía ................................................................................................. 41. 2.3. Perspectivas de la generación en el territorio ................................................. 41. 2.4. Principales problemas de la red de subtransmisión en la provincia ........... 42. Interruptores en las redes de 33 kV de la provincia ............................................. 42 Subestaciones ............................................................................................................ 42 Líneas .......................................................................................................................... 42 Generación .................................................................................................................. 43 2.5. Control de defectos en las líneas de 34,5 kV ................................................. 43. CAPÍTULO 3. 3.1. Flujo de carga con crecimiento vegetativo por años ....................... 45. Verificación de convergencia en el sistema .................................................... 45. 3.1.1. Análisis de sobrecarga y bajo voltaje en la red ....................................... 46. 3.2. Análisis de sobrecarga por años....................................................................... 47. 3.3. Propuestas de inversiones por parte de la Empresa Eléctrica Provincial. para la red de subtransmisión ...................................................................................... 55 3.4. Valoración técnica de las propuestas de inversiones ................................... 58. 3.5. Conclusiones del capítulo .................................................................................. 58. Conclusiones ...................................................................................................................... 59.

(11) viii Recomendaciones ............................................................................................................. 60 Referencias bibliográficas ................................................................................................. 61 Anexos ................................................................................................................................. 62 Anexo I. Datos característicos de los alimentadores ............................................. 62. Anexo II. Distribución de las líneas en por ciento por municipios ..................... 63. Anexo III. Esquema general de la subtransmisión en Cienfuegos ..................... 63. Anexo IV. Rangos de crecimiento vegetativo en las cargas................................ 64. Anexo V. Soluciones programadas en Cienfuegos.............................................. 64.

(12) Introducción. 1. Introducción. La humanidad ha alcanzado un alto nivel de desarrollo en las diferentes ramas de su actividad productiva, la cual está condicionada a la necesidad de aplicación de distintos equipos eléctricos, para esto es necesario un servicio adecuado y con calidad; implicando un óptimo funcionamiento de los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). Los SEPs constituyen esquemas de gran complejidad, que deben mantener el servicio eléctrico con la calidad requerida lo que es una necesidad para sus clientes tanto industriales como residenciales, de ahí la importancia de la electricidad en la actualidad donde juega un papel importante la continuidad y estabilidad del servicio. Las actuales redes, no hubieran sido posibles sin el descubrimiento de la corriente alterna y el posterior desarrollo del transformador de potencia, haciendo posible que se generase la energía en un lugar, elevarla a las tensiones de transporte y conducirla a las áreas de consumo, distribuyendo la energía de estas áreas, a los niveles de tensión adecuados para su utilización. La estructura de un Sistema Eléctrico de Potencia puede considerarse formada por los siguientes niveles: . Nivel de Generación.. . Nivel de Transmisión.. . Nivel de Subtransmisión.. . Nivel de Distribución Primaria y Secundaria.. Los circuitos de subtransmisión nacen generalmente en una subestación de transmisión distribuyendo así la energía a los consumidores mayores y a las estaciones de distribución en un área geográfica limitada, con su alimentación por un solo extremo y con operación independiente unos de otros, quedando enlazados entre sí por el sistema de transmisión. Al operar con niveles de potencia más bajos el voltaje es inferior a los de las líneas de transmisión. El sistema de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos alimenta directamente un sinnúmero de cargas de gran interés y de él dependen, por ser el proveedor de.

(13) Introducción. 2. la energía a las subestaciones de distribución, la gran mayoría de los principales objetivos sociales, económicos, culturales y militares de la provincia. En la red de subtransmisión de la provincia se utiliza la forma de operación radial para la cual se mantienen los esquemas de operación en lazo abierto, exceptuando las condiciones de averías en las que se cambian los lazos. Para esto se debe tener en cuenta que los transformadores de subtransmisión instalados en el lazo están diseñados para un voltaje nominal de 34.5 kV y se considera permisible un (±5%) de desviación con respecto a este nivel de voltaje. En toda esta compleja infraestructura eléctrica, el Despacho Eléctrico juega un papel importante en el funcionamiento de la red ya que es el único que autoriza el cambio de esquemas de operación, supervisando su funcionamiento, cumple y hace cumplir las normas e instrucciones vigentes con respecto a la explotación, reparación y mantenimiento de las redes eléctricas. El trabajo que a continuación se presenta tendrá como premisa lo anteriormente expuesto y consiste en el estudio minucioso de la red de la provincia de Cienfuegos. Este trabajo constituye una prioridad del Despacho pues la norma de operación con la que trabajan los despachadores está desactualizada, ya que no tienen en cuenta muchos de los cambios que se le han hecho al SEP como: la inclusión de los grupos electrógenos y la variación de las cargas sobre todo en el horario pico, además de existir nuevos tramos donde ya se han hecho cambios de calibre y su incorporación a los programas que son utilizados en las corridas de flujo no se han hecho. Por tanto se pretende realizar la actualización total de la red de Cienfuegos para el sistema desde los valores de voltaje de 34,5 kV hacia menores niveles, así como proponer mejoras y soluciones ante las perspectivas de desarrollo en la provincia. Como objetivos específicos se tienen: . Explicar los pasos y procedimientos para la realización de estudios en la red eléctrica de Factibilidad y Planeamiento. Hacer énfasis en los distintos métodos de pronósticos de la demanda eléctrica de las cargas.. . Caracterizar las distintas cargas por categorías para pronosticar su.

(14) Introducción. 3. crecimiento utilizando uno de los métodos de pronósticos explicados. . Caracterizar la red de subtransmisión de la provincia en su estado actual y con las perspectivas de desarrollo de la misma y actualizar el régimen en el software PSX.. . Analizar el comportamiento de la red ante el crecimiento vegetativo anual de la carga proponiendo soluciones a los problemas que se presenten en cada año.. En el capítulo 1 se revisan los aspectos fundamentales sobre los Estudios de Factibilidad y Planeamiento, se pronostica la demanda en barras y alimentadores, y se hace el análisis de las distintas cargas pertenecientes a Cienfuegos. En el capítulo 2 se hace un análisis del estado actual de la red de subtransmisión de la provincia de Cienfuegos, determinándose sus principales deficiencias y las propuestas de soluciones para eliminarlas. En el capítulo 3 se hacen las corridas de flujo de carga para el estado actual. Luego se hace el mismo estudio para los distintos años de análisis, teniendo en cuenta las líneas y transformadores sobrecargados. También se analizan las zonas de bajo voltaje y se hace una valoración técnica de las propuestas de soluciones o mejoras en el sistema..

(15) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 4. CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 1.1 Estudios de Factibilidad del suministro eléctrico Los Estudios de Factibilidad establecen los requisitos e indicaciones para brindar servicio eléctrico a consumidores y regiones específicas que siempre darán origen a un proyecto. El procedimiento que se sigue enfoca desde el aspecto más general o completo del problema, donde la magnitud o ubicación de la nueva inversión o zona implican un estudio de desarrollo o planeamiento, hasta una simple valoración de la operación de la red bajo las nuevas condiciones impuestas por la carga incorporada. La rigurosidad o profundidad en la aplicación de todos los aspectos planteados está en dependencia de la magnitud y repercusión de la carga o zona sobre la red eléctrica que le dará servicio.[1] Partiendo del análisis de una red existente y la asimilación por la misma de los incrementos impuestos por la nueva carga o zona, con estas premisas las etapas son las siguientes:  . Análisis de la situación actual. Pronóstico del incremento de la carga y la demanda eléctrica por crecimiento natural o vegetativo en la red existente y la incorporación de los nuevos consumidores.. . Elaboración de las variantes técnicas que satisfagan los incrementos planteados y su presentación en esquemas, diagramas, monolineales, ficheros, etc.. . Evaluación de las condiciones de operación de las variantes técnicas elaboradas y determinación de las mejores opciones por flujos de potencia,.

(16) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 5. cálculo de cortocircuito, optimización de esquemas, análisis de reactivo, automática y protecciones. . Valoración técnico-económica de las variantes elaboradas y escogidas con determinación de las más eficientes y de mayores perspectivas.. . Elaboración del informe final de solución.. . Elaboración y propuesta del Plan de Inversiones para la variante seleccionada.. 1.1.1 Análisis de la situación actual En esta etapa se deben establecer los datos, procesos e informaciones que se impone conocer en relación con el estado físico y operacional, con el comportamiento estadístico de la red actual o existente constituyendo el punto de partida obligado en relación con el trabajo a realizar. Luego se procede a la recopilación, procesamiento y organización de las siguientes bases informativas: . Plano actualizado y datos de la red involucrada en el estudio que refleje las zonas servidas con sus características y datos físicos:. a) El trazado, voltaje, calibre, estructura predominante, fases, subestaciones y/o bancos de transformadores y capacitores de los alimentadores y/o circuitos que parten de cada subestación y/o barra alimentadora. b) Los datos de capacidad instalada, voltajes, impedancias, elementos o dispositivos. de. protección. eléctrica. y. otras. características. de. las. subestaciones importantes para el estudio. . Condiciones de operación actuales de cada uno de los elementos de la red relacionados con bajo voltaje, quejas de los consumidores, limitaciones de transferencia, sobrecargas en tramos de línea o transformadores, etc.. . Parámetros de operación actuales relacionados con los datos instantáneos e integrados de demandas activas y reactivas (valores actuales del factor de potencia, factor de demanda, factor de utilización, factor de pérdidas, factor de diversidad y tiempo de utilización de la carga máxima), para la valoración de la red en demanda de potencia y energía.. Además se deben seguir las indicaciones siguientes para un estudio más exacto:.

(17) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento . 6. Recopilar información primaria para la valoración de los parámetros y condiciones de operaciones futuras.. . Recopilación del comportamiento pasado, basado en valores estadísticos relacionados con los parámetros de operación de la red en los últimos 10 años o del tiempo que se disponga información representativa de la red actual.. . Mejoras o nuevas inversiones en redes planteadas para la zona o en ejecución.. . Relación de los principales consumidores existentes involucrados en la red en estudio clasificado por categorías de acuerdo al grado de fiabilidad que requieran.. 1.1.2 Pronóstico de la carga y demanda eléctrica Para la confección de los pronósticos se hace uso de las informaciones y fuentes siguientes: . La información estadística recopilada en el punto anterior.. . Plan Director o de Desarrollo elaborado por la Dirección Provincial de Planificación Física y aprobado por la Dirección del Gobierno y el Partido en la provincia cuando su magnitud e importancia lo requieran.. . La información recibida del resto de los organismos y entidades de la provincia.. Aspectos a considerar durante dicha etapa: . La estimación de las magnitudes de carga y demanda a servir perspectivamente para la red involucrada en el estudio con la inclusión de nuevas cargas o zonas a servir y el crecimiento de las existentes.. . En dependencia de las dimensiones del área involucrada en el estudio y de la magnitud del incremento en inversiones, el pronóstico puede realizarse por: zonas, barras o subestaciones, alimentadores o circuitos, etc.. Los pronósticos por zonas se hacen con el fin de analizar los balances entre áreas que permiten determinar la necesidad de nuevas barras o subestaciones..

(18) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 7. Incluyen un período entre los 10 y 15 años. Se ajusta con el pronóstico global por subestaciones y barras. Los pronósticos por zonas para Planes Directores al nivel de municipios y provincia y en coordinación con la Dirección Provincial de Planificación Física pueden elaborarse hasta 15 y 20 años. Los pronósticos por barras, subestaciones, alimentadores y circuitos sirven para precisar en detalles los crecimientos dentro de las zonas o áreas. Este pronóstico permite conocer las necesidades de transferencia entre estos elementos o las necesidades de nuevos alimentadores o circuitos y barras o subestaciones. También incluye un período del orden de entre los 5 y 10 años como máximo ya que la predicción para un plazo mayor presenta gran inseguridad. 1.1.3 Elaboración de las variantes técnicas de solución . Se requiere mayor capacidad de análisis y creación para plantear las alternativas y satisfacer las exigencias impuestas por: 1) las características y limitaciones de la red existente. 2) el crecimiento de las cargas existentes y a incorporar. 3) la ubicación topológica dentro de la red actual o futura, según el caso.. Se establecen, entre otros, los siguientes criterios de proyección: . Límites de voltaje permisibles con los por cientos de caídas aceptables para cada nivel de voltaje.. . Límites de carga en los alimentadores, circuitos, barras y subestaciones en condiciones normales y de avería o emergencia.. . Transferencias para las que han de proyectarse las interconexiones entre elementos adyacentes de la red en estudio e instalación de desconectivos.. . Criterios técnico-económicos en la selección de los calibres de conductor.. . Grado de fiabilidad del servicio a garantizar.. . Normas Vigentes en las redes establecidas por el organismo superior.. Reglas prácticas que pueden tomarse como punto de partida para los análisis: . Normalmente los circuitos o alimentadores no deben llevar más de: 2500 kVA los de 4 kV; 6300 kVA los de 13 kV y 15000 kVA los de 33 kV..

(19) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento . 8. La caída de voltaje aceptable al inicio de la puesta en servicio de un alimentador o circuito debe estar entre el 2 – 3 % y la máxima en un alimentador sin la introducción de mejoras entre el 7 – 8 %.. . Posibilitar la transferencia entre alimentadores o circuitos de al menos el 50 % de la demanda con la instalación de desconectivos apropiados y con el grado de automatización requerido.. . Salidas de alimentadores o circuitos de subestaciones y troncos hasta cierta distancia con calibres 150 mm2 Al; 3/0 Cu; 18 mm2 AAAC aéreo o 500 MCM soterrado.. Para organizar el trabajo de esta etapa se procede a: . La evaluación de las posibilidades máximas de cada circuito o alimentador y subestación o barra.. . La presentación del pronóstico de forma que las cargas por alimentadores y circuitos se ajusten a valores adecuados y aparezcan aparte las cargas a transferir a los nuevos alimentadores o subestaciones.. Normalmente surgen varias formas de presentar o componer el pronóstico, según las alternativas del número de alimentadores y subestaciones que se involucran en el estudio. En dependencia de la situación anterior, se plantean las alternativas de esquemas que se proponen, expresándolas gráficamente en tablas con el número de subestaciones y alimentadores con las cargas que le corresponden a cada uno de los diagramas monolineales de los circuitos señalando los datos característicos Verificación preliminar del funcionamiento de los esquemas seleccionados por métodos de cálculos rápidos o aproximados o programas de flujo de potencia y presentación de monogramas o tablas de caída de voltaje y pérdidas. Esto se hace con el fin de corregir de inicio problemas detectables. Por ejemplo, que el circuito no pueda llevar las máximas transferencias por condiciones de voltaje y se puede resolver con un simple cambio de calibre. Especial cuidado debe tenerse al proponer variantes que impliquen la conversión de un voltaje a otro superior..

(20) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 9. Como variantes técnicas fundamentales para la asimilación de incrementos de carga y demanda en una red existente se imponen un conjunto general de posibles soluciones entre las que podemos enumerar: 1. Cambios de calibre en los alimentadores o circuitos existentes. 2. Acción sobre la demanda y el consumo de las cargas involucradas. 3. Aumento de capacidad en los bancos de transformadores, subestaciones o barras existentes. 4. Ubicación de bancos de capacitores o fuentes de reactivo para mejorar el factor de potencia en la red existente. 5. División del alimentador o circuito existente con las implicaciones para la barra o subestación involucrada. 6. Transferencia o traspaso de carga entre elementos adyacentes de las redes con las implicaciones que corresponden a cada uno. 7. Construcción de una nueva barra o subestación con sus respectivas salidas. 8. Conversión o elevación del voltaje de distribución de la red en estudio o parte de la misma con las inversiones que implica esta determinación. 9. Una combinación de cualquiera de las anteriores. 1.1.4 Evaluación de las condiciones de operación de las variantes elaboradas Es complemento de la anterior y comprende los flujos de potencia, cálculo de niveles de cortocircuito, valoración o balance de reactivo, instalación de desconectivos o evaluación de la automática y estado operativo y confiabilidad de cada variante técnica planteada. En relación con la presente etapa se establecen las recomendaciones siguientes: . Se recomienda que antes de iniciar esta etapa el proyectista realice una valoración económica preliminar (que puede hacerse de forma estática y global). que. permitan. desechar. de. inicio. variantes. que. resultan. antieconómicas y así, no invertir tiempo y esfuerzos en tareas que a la larga serán innecesarias..

(21) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento . 10. Los cálculos de flujo de potencia han de correrse para todas las variantes, corrigiendo y modificando los esquemas a medida que se haga necesario. Es imprescindible la tabulación de las pérdidas de potencia y energía que servirán de base para la comparación o evaluación técnico económica posterior.. . Los cálculos de nivel de cortocircuito pueden correrse o no para todas las variantes según la valoración del proyectista. No debe olvidarse que el incremento de un nivel de cortocircuito puede provocar o implicar el cambio de equipos y/o cambios de esquema y las protecciones.. . Existe una gran variedad de software de aplicación dedicado al flujo de potencia en circuitos radiales, la utilización de uno u otro programa siempre estará en las posibilidades y preferencia del técnico o especialista, no obstante, es recomendable realizar algunas precisiones.. La selección del software estará influenciada por los aspectos generales siguientes: . Grado de exactitud y representatividad de los datos de demandas de los nodos de carga individuales que se involucran en el estudio o proyecto.. . Grado de exactitud y representatividad de los datos de demandas instantáneas e integradas de las subestaciones y/o barras involucradas en el estudio.. . Generalmente se logra un nivel de información más convincente para la aplicación del Radial en redes de subtransmisión y el Zonal en redes de distribución primaria y secundaria.. . Para la aplicación adecuada de cualquiera de ellos se impone hacer uso del procedimiento general para la realización de estudios estadísticos de cargas y consumidores y procedimiento para la clasificación de las cargas en circuitos radiales.. . El grado de automatización e instalación de desconectivos en la red en estudio forman parte integrante de la valoración técnica e implican un aspecto fundamental a tener en cuenta en la próxima etapa por lo que se.

(22) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 11. impone la consulta del procedimiento para la evaluación técnico-económica de los desconectivos en redes de distribución. . La determinación del estado operativo de la red planteada y la confiabilidad requerida por la misma se incluyen en estos análisis y son imprescindibles para una valoración objetiva de la próxima etapa por lo que debe consultarse el procedimiento general para la evaluación del estado operativo y confiabilidad de la red de 34,5 kV y menores.. 1.1.5 Comparación técnico–económica de las variantes Consideraciones a tener en cuenta durante la comparación de variantes: . Se aplican los conceptos de VAN, TIR y relación B/C para la comparación técnico-económica de variantes dado que los gastos en la distribución y subtransmisión están variando continuamente y no alcanzan un nivel constante.. . Todos los aspectos técnicos de cada alternativa se representan por un costo de forma que la comparación económica de variantes sea objetiva y completa. Por ejemplo, determinadas ventajas operacionales de una variante sobre otra deben ser valoradas, digamos el nivel de interrupciones o grado de fiabilidad, cantidad y salario del personal, etc. pueden y deben ser representadas por un valor numérico en costo y no evaluado sólo cualitativamente.. . Se dispondrá de los indicadores de costo actualizados de todos los materiales y equipos a utilizar o propuestos en cada variante,. . Se tendrá los valores unitarios de trabajos comunes a efectuar en las redes como son: la construcción de un kilómetro de línea para diferentes voltajes, calibres y topografía/topología; el cambio de calibres unitarios; una subestación típica; un campo de salida de una barra, etc.[2]. 1.1.6 Propuesta final de solución Se establece un informe final convenientemente organizado donde se evalúan las ventajas y desventajas de cada alternativa y la comparación técnico-económica presentándose la proposición que se recomienda como más favorable.[3].

(23) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 12. 1.2 Planeamiento Planeamiento: Proceso que permite esquematizar la expansión y el mejoramiento del sistema considerando los crecimientos futuros en: 1. Ubicación. 2. Magnitud. 3. Importancia de las cargas. Implica: Planificar a largo plazo las adiciones que, año por año, y en estrecha correlación con los planes a corto plazo, deberán realizarse a las instalaciones existentes de forma que se asegure su plena utilización tanto desde el punto de vista de su vida útil como de su operación dentro del rango económico.[4] 1.2.1 Nuevos conceptos de la Unión Nacional Eléctrica (UNE) en el Planeamiento Minimizar las afectaciones del servicio al consumidor en lugar de la caída de voltaje o el nivel de pérdidas, sin dejar de atender estos dos últimos factores, es el criterio que debe primar para el diseño de nuevas redes eléctricas y el mejoramiento de las ya existentes dentro de determinado rango económico según los nuevos conceptos de planeamiento de la UNE; determinándose bajo esta premisa la longitud de las líneas, el valor de las cargas máximas por barra, subestación, alimentador o circuito, las protecciones y posibles enlaces entre circuitos que garanticen la fiabilidad del servicio que se presta así como todos los demás elementos a tener en cuenta en la construcción de una red eléctrica como son el calibre y tipo de estructura a utilizar, la conexión usada en transformadores, la ubicación óptima de las subestaciones, etc.[4] Como el planeamiento de las redes eléctricas comienza por el consumidor, los niveles de demanda, el factor de carga, las características de los consumidores y el nivel permisible de tiempo de afectación al servicio, son los parámetros que dictan el tipo de sistema de subtransmisión que se requiere. Esto significa que el tamaño y ubicación de las subestaciones debe ser determinado a partir del análisis de las cargas desde el nivel transformador ± servicio exclusivo y/o.

(24) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 13. subestación de distribución hasta llegar a los alimentadores que parten de las barras 110/34,5 kV como CMC, Juraguá, Cruces, etc.[4] 1.3 Pronóstico de la demanda Pronóstico: Proceso sistemático para definir el futuro con suficiente detalle de carácter cuantitativo que permite la toma de decisiones importantes, con la existencia de cierto grado de riesgo o incertidumbre. Riesgo: Situación en la cual una decisión tiene más de un posible resultado y la probabilidad de cada resultado específico se conoce o se puede estimar. El riesgo es la dispersión de la distribución de probabilidades del elemento en estudio o de los resultados calculados. Incertidumbre: Se presenta en el riesgo cuando las probabilidades no se conocen y se precisa estimarlas o cuantificarlas para conocerlas. Es el grado de falla de confianza al respecto o que la distribución de probabilidades estimada sea correcta. Pronóstico de la demanda (potencia eléctrica): Proceso sistemático para definir los valores de demanda eléctrica y tomar decisiones en cuanto al suministro o cambios en las redes eléctricas para asimilar de forma satisfactoria los incrementos. Pronóstico de demanda coincidente: Pronóstico de la demanda máxima en las barras del territorio o provincia que coinciden con el Pico del Sistema Electroenergético Nacional (SEN) que se ejecuta por las provincias y se envía a la UNE.[5] Pronósticos de demanda no coincidente: Pronóstico de la demanda máxima en las barras del territorio que le son característicos a cada barra en específico y que no necesariamente coinciden con el Pico del SEN que se elaboran y envían a la UNE y para uso en los estudios de las barras de la provincia. Factor de coincidencia: Valor numérico entre 0 y 1 que sirve para relacionar la demanda máxima eléctrica coincidente y no coincidente de las cargas en una barra..

(25) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 14. Pronóstico de demanda (energía eléctrica): Proceso sistemático para definir los valores integrados de demanda de energía eléctrica y tomar decisiones en cuanto a la generación y/o los cambios o mejoras en las redes eléctricas para asimilar de la forma más económica posible los incrementos de la misma. Este pronóstico se utiliza al nivel de UNE para la programación de los gastos de combustible y de provincia para los estudios de barras y redes a todos los niveles con el auxilio de los programas de flujo de potencia en explotación y la comparación técnico–económica de variantes técnicas en los estudios de mejoras. Pronósticos de carga: Constituye un requerimiento básico para la previsión del comportamiento de la carga. Este comportamiento puede estar afectado por: 1. Las características topográficas y geológicas del terreno. 2. La ubicación respecto a centros poblacionales. 3. Las condiciones económicas de la región. 4. Las fronteras políticas y las regulaciones urbanísticas y de uso del terreno.[4] 1.3.1 Métodos de pronóstico Series Históricas: Este método consiste en la obtención de un gráfico con datos de períodos precedentes y la determinación de la ecuación matemática a que responde, obteniéndose los valores históricos para así, realizando la extrapolación del gráfico obtenido, determinar el comportamiento futuro de la carga. El método solo tiene en cuenta el período de tiempo escogido sin analizar los factores eventuales que pueden influir en los resultados, aspecto por el cual constituye un método muy ineficaz en nuestros días debido a las constantes fluctuaciones que ha tenido la carga en el país en los últimos años, debido a la situación económica existente a partir de los años de período especial.[4] Zonas Características y Componentes de Carga: Este otro método consiste en pronosticar las demandas futuras en función del tipo de carga predominante,.

(26) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 15. constituye generalmente un método más exacto que su determinación mediante la multiplicación de la carga total por un factor de crecimiento.[4] Cuando es previsible o se ha pronosticado ya un incremento de la carga futura en una zona o área determinada, en el caso de la subtransmisión, el sistema transformador-alimentador debe diseñarse desde un inicio de manera tal que su capacidad pueda ser incrementada posteriormente mediante uno de los siguientes métodos: 1. Sustitución de los transformadores existentes por otros de mayor capacidad o la conexión en paralelo de otros similares a los ya conectados, siempre que los alimentadores estén diseñados para soportar las nuevas corrientes. 2. División de los circuitos alimentados mediante la construcción de nuevas barras y traspaso de carga a las mismas. Cuando la solución prevista para el incremento de capacidad es la sustitución de transformadores existentes por otros de mayor capacidad, o la conexión de otros en paralelo es generalmente recomendable instalar desde un inicio los alimentadores requeridos para la máxima carga esperada. La sustitución de dichos alimentadores existentes por otros de mayor calibre es un procedimiento muy costoso y debe evitarse. Si la solución prevista para posibles incrementos de la carga en el sistema transformador-alimentador es la división de los circuitos mediante la instalación de transformadores en nuevas barras, la configuración original de la red de subtransmisión deberá ser tal que pueda ser dividida en secciones lógicas cuando las nuevas barras sean construidas.[4] Pronóstico de encuesta a los principales productores o consumidores: Pronóstico que se utiliza en la rama eléctrica encuestando a los consumidores en relación con su posible desarrollo o incremento de la demanda de potencia y energía en los próximos años. Pronóstico de extrapolación matemática de los valores históricos: Pronóstico que se utiliza en la rama eléctrica en las zonas donde existe un desarrollo estable y una información o base estadística abundante y representativa de ese proceso,.

(27) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 16. que permite extrapolar los valores conocidos y estimar valores futuros para una tendencia de crecimiento estable y un proceso matemático que lo avale. Es útil o recomendable en los pronósticos a corto plazo. Pronóstico de correlación con otras magnitudes macroeconómicas: Pronóstico que se utiliza en la rama eléctrica que se basa en la estimación del consumo o demanda de electricidad en función de otras magnitudes representativas del desarrollo de una zona, ciudad o región. Como ejemplo podemos enumerar los siguientes: cantidad de habitantes, cantidad de trabajadores, cantidad de centros de producción o servicios de características similares, etc. y, la integración de los valores obtenidos por cada magnitud individual en un pronóstico resultado. Este pronóstico es recomendable para su utilización a mediano y largo plazo sobre todo. Es conocido también como Pronóstico de Correlación. Pronóstico por comparación con el desarrollo histórico de otras zonas más adelantadas: Se fundamenta en la determinación de las principales tendencias de crecimiento sobre la base del desarrollo histórico de otras zonas, ciudades o regiones a partir del estado en que se encontraron una vez similar a la nuestra actual y futura. Para este pronóstico se precisa acopiar suficiente información relacionada con el desarrollo histórico de otros lugares con desarrollo típicos (poblacional,. industrial,. agropecuario,. turístico,. etc.). Este. pronóstico. es. recomendable su utilización a mediano y largo plazo y como complemento de otros métodos utilizados. Los pasos fundamentales para realizar el pronóstico por comparación con el desarrollo histórico de otras zonas más adelantadas son los siguientes: . Obtener y procesar los datos históricos de demanda de potencia y energía dados por las áreas de Comercial, Despacho, ingeniero de distribución y las dependencias municipales.. . Adquirir los datos perspectivos en el Departamento de Inversiones, la Dirección Provincial de Planificación Física, los organismos del Estado y nuestras dependencias municipales ajustando los mismos para que posean una consistencia razonable en el período de tiempo a analizar..

(28) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento . 17. Analizar los datos y resultados obtenidos para determinar los factores más significativos que han incidido en el crecimiento de la demanda de potencia y energía eléctrica.. . Confeccionar el pronóstico considerando el efecto de los factores más significativos durante el período de tiempo escogido para el análisis.. . Comparación periódica los resultados actualizados con los obtenidos por el pronóstico previamente confeccionado, realizando los ajustes necesarios tanto en la tendencia empleada como en las suposiciones originales.. . Clasificación, características y responsabilidad en la elaboración de los pronósticos de las Organizaciones Básicas Eléctricas.. 1.3.2 Pronóstico actual, a corto,mediano y largo plazo El procedimiento establece las indicaciones para la realización de los estudios de pronóstico de carga y demanda de potencia y energía eléctrica en las redes de subtransmisión y distribución a corto, mediano y largo plazo. Este procedimiento es aplicable a la elaboración de los pronósticos de: demanda coincidente y no coincidente a corto y mediano plazo para las áreas de regímenes y desarrollo; demanda de potencia y energía a mediano plazo para los estudios de mejoras en redes por los técnicos y especialistas de la dirección técnica y los municipios y; demanda de potencia y energía a largo plazo para los Diagnósticos y Planes Directores o de Desarrollo de las provincias por los especialistas de desarrollo de conjunto con las Direcciones Provinciales de Planificación Física.[6] Pronóstico Actual: Se realiza de forma diaria y/o semanal en los Despachos provinciales por las áreas de Regímenes y comprende las posibilidades o asignación de energía a la provincia y las vías libres, limitaciones de carga, apagones, entradas o salidas de fuentes de cogeneración, entrada o salida de grandes consumidores, etc. y se fundamenta en el método de encuesta. Pronóstico a corto plazo: Se confecciona para períodos de 12 a 14 meses en los Despachos provinciales por el área de Regímenes en coordinación con el área de Desarrollo y comprende una valoración del comportamiento perspectivo de los elementos de la red y necesidad de algunos ligeros cambios en los elementos con.

(29) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 18. limitaciones o cambios de lazos, etc. y se fundamenta en el método de extrapolación matemática por crecimiento histórico. Pronóstico a mediano plazo: Generalmente cubre intervalos de 5, 8 o10 años y se elabora por el área de Desarrollo en las variantes de demanda coincidente y no coincidente para información a la UNE en lo que a generación y transmisión de energía y potencia se refiere y, el análisis casuístico de las barras de la provincia en sus estudios de desarrollo, así como la valoración de las mejoras en el cálculo técnico–económico de las mismas. Se fundamenta en los métodos de encuesta a los consumidores y crecimiento histórico o extrapolación matemática. Este pronóstico posee una amplia aplicación actual a todos los niveles de las redes eléctricas de distribución, debido a que la valoración técnico-económica de las mejoras; se basa en el análisis del comportamiento de la disminución de las pérdidas técnicas para iguales intervalos de tiempo que los establecidos por este (5, 8 y 10 años). Se encuentra instrumentado en los programas de flujo de potencia utilizados para estos fines siendo de gran utilidad para ambos propósitos (pronósticos y valoración técnico-económica). Particularidades del pronóstico de demanda coincidente y no coincidente a mediano plazo por el método de encuestas y extrapolación matemática: . Establecer las particularidades del pronóstico de demanda coincidente y no coincidente a mediano plazo por la importancia e incidencia de las mismas en las valoraciones al nivel superior.. . Tomar por el método de encuesta los valores año tras año de máxima demanda coincidente y no coincidente (relacionados por el factor de coincidencia) de las inversiones más significativas del período.. . Considerar un crecimiento natural o vegetativo de la carga y la demanda expresado en por ciento de la demanda del año anterior. . Determinar por:. extrapolación matemática de los datos históricos, la. evaluación del grado de desarrollo de la zona en estudio, la existencia o surgimiento de planes de desarrollo industriales, agropecuarios, turísticos, etc..

(30) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento . 19. La experiencia internacional recomienda crecimientos anuales promedios del 3 por ciento que implican la duplicación de la demanda en un período de diez años.. . Tener en cuenta un factor de pérdidas para cada barra en función del por ciento de pérdidas asociado a los alimentadores de una barra en función del estado, la longitud y calibre de sus alimentadores; magnitud y distribución de las cargas, etc. pudiendo ser variable en el transcurso de los años por cambios en los elementos y configuración de la red.. . Tener en cuenta posibles transferencias desde o hacia otras barras aledañas por cambios en los lazos de las redes existentes, simples traspasos, etc.. . Tomar la máxima demanda actual de la barra y se va sumando año tras año los resultados de los incrementos y transferencias que se suscitan teniendo en cuenta el factor de coincidencia o no, según el caso.. Pronóstico a largo plazo: Considera intervalos de tiempo de entre 10, 15 y 20 años, se realiza por el área de Desarrollo para la confección de los programas de desarrollo y diagnóstico de las provincias en coordinación con las Direcciones Provinciales de Planificación Física y se basa fundamentalmente en el método de encuesta a los consumidores y organismos con el de extrapolación matemática. El resultado del pronóstico constituye un registro de información permanente para la valoración vigente y futura de los métodos y datos utilizados. Observando lo práctico y exacto que resulta el método de las Zonas Características y Componentes de Carga se decidió, basados en este, pronosticar el comportamiento futuro de la carga durante este trabajo. Por lo tanto, teniendo en cuenta los tipos de carga que sirve la red de 34,5 kV en la provincia (subestaciones de distribución y servicios exclusivos), y las informaciones recibidas en el Departamento Provincial de Planificación Física sobre las posibilidades del crecimiento futuro de la carga en algunas zonas de la provincia, se aprobó subdividir la carga en las siguientes categorías para pronosticar su crecimiento:.

(31) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 20. 1. Subestaciones de distribución. Rural: Subestaciones que alimentan circuitos de distribución en zonas rurales que en general constituyen asentamientos poblacionales pequeños y de pocas perspectivas de crecimiento. Urbana no saturada: Subestaciones que sirven circuitos de distribución urbanos con medianas perspectivas de crecimiento. Urbana saturada: Subestaciones que alimentan circuitos de distribución urbanos que pudieran tener medianas perspectivas de crecimiento. Periférica: Subestaciones que sirven circuitos de distribución localizados en la periferia de grandes centros poblacionales y que pudieran tener en el futuro perspectivas de crecimiento. 2. Servicios exclusivos. Estables: Subestaciones que alimenten industrias, almacenes o frigoríficos con una tendencia a mantener prácticamente invariable el estado de sus cargas en el futuro; en este grupo también se incluyen a los bombeos y los antiguos centrales azucareros puesto que su carga deberá ser prácticamente invariable con el transcurrir de los años. Cuasiestables: Subestaciones que alimenten zonas industriales en decadencia o zonas agrícolas, así como centrales azucareros que permanezcan moliendo en nuestros días. Turismo: Subestaciones que alimenten en general zonas turísticas que pueden tener grandes o medianas perspectivas de crecimiento futuro de sus cargas. Cada una de las categorías en las que se subdividen las subestaciones de distribución y los servicios exclusivos tienen, a la hora de realizar el estudio, un rango para el por ciento de su crecimiento vegetativo de 3 %, dentro del cual se valora para cada carga, el valor a asignar a la hora de realizar corridas en el PSX. Los rangos mencionados anteriormente aparecen en el Anexo IV y también un ejemplo para cada una de las categorías..

(32) CAPÍTULO 1. Estudios de Factibilidad y Planeamiento. 21. Conclusiones parciales del capítulo 1. Los estudios de factibilidad y planeamiento constituyen la base para lograr un mejor diseño de las las redes eléctricas..

(33) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 22. CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV en Cienfuegos. 2.1 Análisis de la situación actual de la red de subtransmisión en Cienfuegos La red de subtransmisión perteneciente a la provincia de Cienfuegos cuenta en la actualidad, con 18 circuitos de 34,5 kV con una longitud total de 492,814 km de líneas entre los cuales están definidas cuatro grandes zonas de desarrollo: Zona Oeste(la zona agro-azucarera y potencial industrial),. Zona Centro-Norte. (agroalimentaria), Zona Este (agraria y de la construcción) y Zona Centro Sur (vinculada al puerto); además, se debe señalar que existen interconexiones para el potencial turístico de la región en zonas de Rancho Luna-Pasacaballos, Costa Sur-Montaña y casco histórico del centro de la ciudad. El circuito de 34,5 kV se encuentra distribuido por los ocho municipios existentes y la jurisdicción de la Central Electro Nuclear (CEN), para ello cuenta con cinco subestaciones 110/34,5 kV con una capacidad instalada de 175 MVA; entre estas se incluye la subestación La Moza, la cual no se analizó porque se encuentra localizada en la provincia de Villa Clara; aunque se enfatiza que las dos terceras partes de las cargas que alimenta pertenece a la provincia de Cienfuegos y en específico al municipio Cumanayagua. Las demás subestaciones o barras 110/34,5 kV pertenecientes a la red las constituyen: Cruces 110/34,5 kV, Yaguaramas 110/34,5 kV, Juraguá 110/34,5 kV y Carlos Manuel de Céspedes (CMC) 110/34,5 kV. Todas las barras mencionadas se localizan en la cercanía de los poblados o municipios a los que deben sus nombres, con la excepción de.

(34) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 23. CMC, la que se encuentra situada en los terrenos de la Central Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes. Cada barra cuenta con sus respectivos alimentadores los que han tomado el nombre de su interruptor correspondiente a la salida de la subestación y se muestran cada uno en la tabla 2.1. Tabla 2.1. Alimentadores por barra. Barras. Alimentadores. CMC Cruces Yaguaramas La Moza Juraguá. 1610,1615,1620,1635,1640,1645 75,76,101,1435 1400,1405,1415 331,332,333 1880,1890. Las líneas de subtransmisión alimentan a 124 subestaciones, de las cuales 59 son propias y 65 de uso exclusivo.[7] En el Anexo I se muestra el destino, longitud y tipo de estructura predominante por cada alimentador. En el Anexo II se muestra el por ciento de línea de 34,5 kV por municipio y la zona de la CEN. En la actualidad es en la subtransmisión donde, por nivel de voltaje, ocurre el mayor número de interrupciones involuntarias en la provincia, aunque vale la pena señalar que la mayoría son por causas impropias de la red tales como: quema de caña y de potreros, accidentes de tránsito, incidencias climáticas, etc. Toda la red de subtransmisión de Cienfuegos está vinculada a llevar el servicio hasta los niveles de voltajes más bajos para cada cliente, por lo que se hacen transformaciones según se requiera. La tabla 2.2 muestra los distintos niveles de voltajes que se transforma en la provincia, así como la cantidad de transformadores y la potencia aparente que se transmite..

(35) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 24. Tabla 2.2. Transformadores. Relación de. Transformadores. Transformación. Cantidad. MVA. 34.5/13.8 kV. 45. 96,5. 34.5/6.3 kV. 7. 19. 34.5/4.16 kV. 18. 44,2. 34.5/0.48 kV. 47. 46,8. Conocer por cada barra las pérdidas de potencia y energía contribuye a determinar varios estudios de redes eléctricas, con el objetivo de conocer el estado actual de la red y plantear modificaciones para obtener mejores resultados. En la tabla 2.3 se muestran los datos de operación en cada barra que se analizó en las corridas de flujo trifásico en el software Radial. Tabla 2.3. Demanda por barra y pérdidas totales. Barras. Pc(kW). Eac(MW.h) ∆PT(kW) ∆ET(kW.h). CMC. 48014,2. 851,1. 1405,52. 20051,91. Cruces. 19067,3. 329,6. 782,75. 10706,85. Yaguaramas 20178,2. 319,9. 995,17. 11732,4. Juraguá. 143,4. 330,8. 3850,34. 9144,1. 2.1.1 Analisis de la situación actual de la barra CMC 110/34,5 kV La barra CMC es la de mayor trascendencia en la red de subtransmisión, ya que alimenta las cargas de mayor importancia de la provincia entre las que se encuentran la ciudad de Cienfuegos y las principales zonas industriales de la provincia, además de estar situada muy cerca del punto de mayor generación en la provincia (Central Termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes). Esta barra cuenta con 50 MVA nominales de capacidad instalada en dos transformadores de.

(36) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 25. 25 MVA conectados en paralelo, aunque en la práctica los mismos solo pueden llevar 22 MVA por limitaciones del fabricante. La subestación CMC posee un interruptor de reserva actualmente para asimilar incrementos por el desarrollo industrial. Además cuenta con una Batería Diésel acoplada a un alimentador de 33 kV.. Figura 2.1: Cargas alimentadas por CMC. La carga específica que alimenta cada uno de los alimentadores, la longitud del tronco, ramales y subramales así como sus respectivos calibres se muestran en la figura 2.2, representando por el lazo CMC-La Moza y en la figura 2.3 con el lazo CMC-Cruces; el cual se mostrará en el análisis de Cruces. En los cálculos realizados se observa que la demanda de CMC se concentra principalmente en los alimentadores que sirven la carga residencial de la ciudad de Cienfuegos (1615 y 1610) además, presentan un buen factor de potencia debido al tipo de carga que alimentan..

(37) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 26. Figura 2.2: Lazo CMC-La Moza. La demanda de los alimentadores 1615 y 1610 constituye el 65 % de la demanda total de la barra, mientras que las restantes líneas tienen valores más pequeños similares entre ellas..

(38) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 27. Se obtuvo que las mayores pérdidas de energía ocurren en las líneas del 1615 y 1620, mientras que las menores se dan en las líneas del 1640. Ver tablas 1.4 y 1.5 a continuación. Tabla 2.4. Pérdidas por alimentadores. Alimentador. Pc(kW). Eac(MW.h). ∆PT(kW). ∆ET(kW.h). 1645. 5312,7. 115852,6. 124,68. 2532,4. 1640. 4031,9. 85326,4. 105,05. 2026,1. 1635. 4907,1. 80829,2. 152,32. 1922,74. 1620. 8043,5. 149448,9. 493,74. 7625,09. 1615. 16386. 276862,9. 329,79. 4342,56. 1610. 9333,3. 142803,4. 196,93. 2201,71. Total. 48014,5. 851123,3. 1402,51. 2000,71. Tabla 2.5. Factor de potencia y demanda por alimentador.. Alimentador Longitud(m) Sd(kVA) Pd(kW). Fp. Cargabilidad (%). 1645 1640 1635 1620 1615 1610 Total. 0.89 0,92 0,89 0,91 0,90 0,90 0,91. 13,59 10,09 12,8 21,18 41,7 23,9 124,1. 9275 30030 28770 59124 23980 7465 158644. 5978,2 4440,2 5631,3 9321,1 18350 10517 54604. 5437,4 4137 5059,4 8537,2 16716 9530,2 49417. ∆E (%). Sd (%). 12,66 10,13 9,61 38,11 21,7 11. 10,95 8,13 10,31 17,07 33,61 19,26. Si se compara la demanda de la barra de los días típicos del año con su capacidad actual (54,6 MVA), se puede apreciar que tiene aproximadamente un 24% de sobrecarga, aspecto que hace reflexionar acerca de la necesidad de aumentar capacidad en esta barra o pasar parte de su carga a otras subestaciones. Hay que destacar que estos resultados son sin tener en cuenta la generación distribuida, por tanto estamos obligados a generar para evitar la sobre carga de los.

(39) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 28. transformadores en el horario pico. Dando como resultado una cargabilidad de un 91%, con la generación distribuida, esto tiene como inconveniente que tenemos que tener una alta disponibilidad en las baterías de generación diésel y por consiguiente depender de la misma en horario de máxima demanda. Las condiciones de voltaje son buenas en todos los alimentadores de la barra, excepto al final del 1620 que constituye el más largo de todos. Por lo que se proponen los cambios de calibre desde la salida de la barra hasta que empieza el calibre Aluminio-150 con una distancia de 3,2 km y desde el ramal Pepito Tey hasta Arimao, con una distancia de 14 km y el traspaso del ramal Arimao-Veguita a Cumanayagua, además de implementar la salida del alimentador 1620 por una línea de 34,5 kV para liberar la línea de 110 kV que alimenta Cienfuegos ciudad.[8] Es necesario señalar que se considera que presentan malas condiciones de voltaje aquellas cargas que se encuentran por debajo de 31,35 kV, que es el mínimo para los transformadores de cinco taps usados en estas redes.[9] 2.1.2 Análisis de la situación actual de la barra Cruces 110/34,5 kV La subestación Cruces 110/34,5 kV cuenta con un transformador de 25 MVA que en la actualidad tiene limitada su capacidad a 22 MVA por limitante de los fabricantes, al igual que los dos de CMC. De ella parten los cuatro alimentadores enumerados anteriormente los que, como se puede observar en la figura 2.3, alimentan cargas fundamentalmente de tipo residencial o relacionado con la industria azucarera pertenecientes a los municipios de Cruces, Palmira y Lajas en la provincia, además de contar con un grupo de motores que se encuentran moviendo granos en zonas de almacenamiento. No se observa en la figura antes mencionada al municipio de Ranchuelo en la vecina provincia de Villa Clara. En las Tablas 2.6 y 2.7 se muestran algunos datos de interés de los alimentadores de Cruces para un día típico..

(40) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 29. Tabla 2.6. Pérdidas por alimentadores en Cruces. Alimentador 75 76 101 1435 Total. Pc(kW). Eac(MW.h) ∆PT(kW) ∆ET(kW.h). 8581,2 2990,0 2804,7 7054 21429,9. 126199,60 33817,00 42464,00 127103,8 329583,6. 550,17 29,34 60,92 200,95 841,38. 5765,40 202,94 669,39 2946,90 9584,09. Tabla 2.7. Demanda y factor de potencia por alimentador. ∆E (%). Sd (%). 0,92 44,21. 53,90. 44,30. 3019,3. 0,91 15,00. 1,90. 15,03. 3284,5. 2865,6. 0,87 14,93. 6,26. 14,96. 37520. 5270,7. 4833,1. 0,90 23,96. 39,35. 24,01. 67743. 21952,4. 19849,4 0,91 99,78. Alimentador. Longitud(m). Sd(kVA). Pd(kW). Fp. 75. 22213. 9725,7. 9131,4. 76. 10. 3299,0. 101. 8000. 1435 Total. Cargabilidad (%). Como se demuestra en las tablas 2.6 la demanda de la barra está concentrada mayormente en las líneas de los interruptores 75, que alimenta la zona de Ranchuelo, y el 1435 que va hacia Espartaco donde la mayoría de su carga es residencial, pero también tiene peso la industrial con una carga importante de sistemas de bombeos para la agricultura, el cual tiene un comportamiento específico pues su demanda pasa de máxima a mínima y viceversa. Por lo que su incidencia en el alimentador es definitoria, pues en el horario de máxima demanda de la barra no coincide con el del alimentador. [8].

(41) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 30. Figura 2.3: Lazo CMC-Cruces. Se destaca que estas líneas llevan casi el 70% de la misma, sin embargo si se analizan las pérdidas de potencia y de energía, se ve que son mayores en el alimentador 75 que va hacia Villa Clara lo que se debe fundamentalmente a que no se tiene en cuenta la generación de las baterías y la distancia que este recorre; estando su mayor cantidad de carga en las subestaciones que alimentan al municipio de Ranchuelo, relativamente al final de la línea..

(42) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 31. Al comparar la demanda del día típico con la capacidad del transformador antes mencionada, se observa que la barra está a un 99,78% de cargabilidad con respecto a su capacidad nominal, este análisis se ha hecho sin tener en cuenta la generación fuel-oíl, diésel y la distribuida en sus alimentadores. Aunque es importante señalar que en la ausencia de los grupos electrógenos esta barra en determinadas ocasiones, en los últimos años, ha llegado a sobrecargarse. Si se toma como criterio general que una barra como la que se analiza no debe estar a más del 80 % de cargabilidad por la reserva en capacidad que debiera tener para los casos en que se brinda respaldo a otras barras, se llega a la conclusión de que la misma se encuentra sin posibilidades de realizar esta función. Este problema de la cargabilidad se pudiera resolver de forma eventual mejorando las condiciones de enfriamiento del transformador de la subestación (conectando ventiladores auxiliares), llevándolo hasta su capacidad nominal y de una forma más duradera instalando otro transformador en paralelo con el que ya tiene la barra, pasando carga a subestaciones ya existentes o construyendo una nueva subestación más cercanas a los centros de carga. En el caso de Cruces los alimentadores tienen todos buenos factores de potencia, aunque pudieran tratar de mejorarse en las líneas del 101 por el predominio de la carga residencial entre las cargas que alimenta, valorando la instalación de capacitares en los circuitos de distribución. Si al igual que en CMC se hace un análisis de las condiciones de voltaje en las cargas se puede comprobar que son buenas en las cargas servidas por la barra Cruces 110/34,5 kV. 2.1.3 Análisis de la situación actual de la barra Yaguaramas 110/34,5 kV Esta barra también es de gran importancia en la red de subtransmisión de la provincia por el peso que tienen económicamente muchas de sus cargas en la región, entre las que se encuentran dos grandes productores de azúcar y sus derivados como son los CAI 5 de Septiembre y Antonio Sánchez, además de las extensas zonas agrícolas de Horquita, los planes arroceros del municipio Aguada, el acueducto de Yaguaramas, las zonas urbanas de los municipios de Rodas y Aguada, por solo mencionar algunas de las más importantes..

(43) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 32. Las subestaciones alimentadas en la trayectoria de cada alimentador, los calibres y longitudes del tronco, ramales y subramales, se pueden observar en la figura 2.4 y la figura 2.5.. Figura 2.4: Lazo Yaguaramas-Colón. Al igual que la barra Cruces 110/34,5 kV, la subestación Yaguaramas tiene una capacidad nominal de 25 MVA en un solo transformador conectado, que también tiene limitada su capacidad a 22 MVA por las ya conocidas restricciones de fabricación. Al obtener la demanda de la barra en los días típicos (23,2 MVA) se puede comprobar que son malas sus condiciones de cargabilidad pues está aun.

(44) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 33. con un 92,88 % con respecto a su capacidad nominal y a un 105,55 % respecto a la real que presenta. En las Tablas 2.9 y 2.10 se muestran los datos de demanda y pérdidas así como el factor de potencia por alimentador de la barra Yaguaramas. Tabla 2.9. Pérdidas por alimentadores. Alimentador 1400 1405 1415 Total. Pc(kW). Eac(MW.h). ∆PT(kW). ∆ET(kW.h). 2755,9. 58360,4. 62,53. 1207,30. 6350,6. 102020,9. 255,83. 3098,31. 11071,7. 159512,9. 676,00. 6851,83. 20178,2. 319894,2. 994,36. 11782,43. Tabla 2.10. Demanda y factor de potencia por alimentadores. Alimentador. Longitud(m). Sd(kVA). Pd(kW). Fp. Cargabilidad. ∆E (%). Sd (%). (%) 1400. 10800. 3030,6. 2818,4. 0,92. 13,78. 10,25. 13,05. 1405. 37940. 7136,4. 6606,4. 0,94. 32,44. 26,30. 30,73. 1415. 65050. 12552. 11747,7 0,89. 57,05. 58,15. 54,06. Total. 113790. 23219,9. 21172,6 0,93. 105,55. En la tabla 2.10 se ilustra que tanto la demanda como las pérdidas de potencia y energía se concentran, como es de esperar, en los alimentadores 1415 y 1405, los cuales sirven las cargas más alejadas y de más peso de la barra, llevando el 1400 solo un 13% aproximadamente de la demanda en cargas muy cercanas a la subestación. También se comprueba en la tabla los buenos factores de potencia que tienen los alimentadores; aunque el del 1415 está ligeramente por debajo de los demás no es un mal factor repotencia. Si analizamos, este alimentador, aparte de ser el más largo y no tener un calibre uniforme en el tronco hasta la acumulación principal de cargas; abastece la mayor cantidad de cargas de la barra.

(45) CAPÍTULO 2. Análisis de la situación actual de la red de 34,5 kV. 34. con más de un 50% de demanda, las cuales están en su mayoría al final del circuito, lo cual es la causa fundamental de que tenga más de un 60% de las pérdidas totales. Respecto al voltaje actual se puede decir que las cargas de Yaguaramas no tienen problemas en este aspecto. 2.1.4 Análisis de la situación actual de la barra La Moza 110/34,5 kV Aunque esta barra se encuentra situada fuera de la provincia tiene gran importancia para Cienfuegos, puesto que alimenta la zona urbana del municipio de Cumanayagua, el Combinado Lácteo situado en este municipio, la empresa pecuaria más grande de la provincia, así como los bombeos Paso Bonito y Cemento de gran interés en la red hidráulica del territorio. La subestación La Moza cuenta con 25 MVA nominales de capacidad instalada en dos transformadores de 12,5 MVA cada uno conectados en paralelo. Por los ajustes de fabricación ya conocidos que están también presentes en estos transformadores, se limita la capacidad de los mismos a 11 MVA, que totalizan 22 MVA. El estudio de la Moza todavía no se ha podido concretar porque no se tienen aún los datos correspondientes a esta barra, aunque si podemos enumerar las medidas que se prevén en función de la situación actual de la misma. La subestación la Moza 110/34,5 kV posee tres alimentadores, dos hacia Cienfuegos y uno a Villa Clara. La cargabilidad de estos alimentadores es entre 6 y 9 MW, estando más cargados los que vienen a la provincia Cienfuegos y en su conjunto los dos que brindan servicio a Cienfuegos pueden sobrecargar la capacidad instalada en la subestación. Por lo que se propone una solución: la división de la barra y la sustitución de uno de los transformadores de 12,5 MVA por uno de 25 MVA, con lo que se puede ir solucionando la situación en la subestación. En el caso de los alimentadores se propone la rehabilitación de los mismos con cambios de calibre, del 332 a partir de la subestación hasta el Tablón; y del 333, desde el entronque del Abra hasta el 1044, porque las cargas que se podían servir de CMC con los crecimientos no se pueden asimilar desde esta barra. Con las mejoras planteadas se puede resolver las problemáticas de las redes, quedando pendiente la valoración del incremento de la generación distribuida para el aseguramiento de.

Figure

Tabla 2.2. Transformadores.

Tabla 2.2.

Transformadores. p.35
Tabla 2.3. Demanda por barra y pérdidas totales.

Tabla 2.3.

Demanda por barra y pérdidas totales. p.35
Figura 2.1: Cargas alimentadas por CMC.

Figura 2.1:

Cargas alimentadas por CMC. p.36
Figura 2.2: Lazo CMC-La Moza.

Figura 2.2:

Lazo CMC-La Moza. p.37
Tabla 2.4. Pérdidas por alimentadores.

Tabla 2.4.

Pérdidas por alimentadores. p.38
Tabla 2.7. Demanda y factor de potencia por alimentador.

Tabla 2.7.

Demanda y factor de potencia por alimentador. p.40
Tabla 2.6. Pérdidas por alimentadores en Cruces.  Alimentador  Pc(kW)  Eac(MW.h)  ∆PT(kW)  ∆ET(kW.h)  75  8581,2  126199,60  550,17  5765,40  76  2990,0  33817,00  29,34  202,94  101  2804,7  42464,00  60,92  669,39  1435  7054  127103,8  200,95  2946,90

Tabla 2.6.

Pérdidas por alimentadores en Cruces. Alimentador Pc(kW) Eac(MW.h) ∆PT(kW) ∆ET(kW.h) 75 8581,2 126199,60 550,17 5765,40 76 2990,0 33817,00 29,34 202,94 101 2804,7 42464,00 60,92 669,39 1435 7054 127103,8 200,95 2946,90 p.40
Figura 2.3: Lazo CMC-Cruces.

Figura 2.3:

Lazo CMC-Cruces. p.41
Figura 2.4: Lazo Yaguaramas-Colón.

Figura 2.4:

Lazo Yaguaramas-Colón. p.43
Figura 2.5: Lazo CMC–Yaguaramas–Juraguá.

Figura 2.5:

Lazo CMC–Yaguaramas–Juraguá. p.46
Tabla 2.13. Grupos electrógenos aislados en la provincia.

Tabla 2.13.

Grupos electrógenos aislados en la provincia. p.48
Tabla 2.14. Baterías de grupos electrógenos diésel en la provincia.

Tabla 2.14.

Baterías de grupos electrógenos diésel en la provincia. p.49
Tabla 2.15. Baterías de grupos electrógenos fuel en la provincia.

Tabla 2.15.

Baterías de grupos electrógenos fuel en la provincia. p.50
Tabla 2.16. Grupos electrógenos diésel pequeños en la provincia.

Tabla 2.16.

Grupos electrógenos diésel pequeños en la provincia. p.51
Tabla 2.18. Propuesta de reubicación de generación diésel.

Tabla 2.18.

Propuesta de reubicación de generación diésel. p.54
Figura 3.1. Resultados de convergencia.

Figura 3.1.

Resultados de convergencia. p.56
Figura 3.2: Reporte general de la red.

Figura 3.2:

Reporte general de la red. p.57
Tabla 3.1. Sobrecarga en los transformadores.

Tabla 3.1.

Sobrecarga en los transformadores. p.58
Tabla 3.3. Problemas en los nodos por años.

Tabla 3.3.

Problemas en los nodos por años. p.59
Tabla 3.2.Problemas en las líneas por años.

Tabla 3.2.Problemas

en las líneas por años. p.59
Tabla 3.4. Sobrecarga en los transformadores para el año 2018.

Tabla 3.4.

Sobrecarga en los transformadores para el año 2018. p.60
Tabla 3.5. Sobrecarga en año 2020.

Tabla 3.5.

Sobrecarga en año 2020. p.61
Tabla 3.6. Sobrecarga en año 2022.

Tabla 3.6.

Sobrecarga en año 2022. p.62
Tabla 3.7 Sobrecarga en el 2025

Tabla 3.7

Sobrecarga en el 2025 p.63
Figura 3.3:Estado de operación al incrementar la capacidad.

Figura 3.3:Estado

de operación al incrementar la capacidad. p.64
Figura 3.5.Reporte general del reactivo por año.

Figura 3.5.Reporte

general del reactivo por año. p.65
Figura 3.4.Reporte general de la generación de potencia activa por año.

Figura 3.4.Reporte

general de la generación de potencia activa por año. p.65
Figura 3.6. Aumento de capacidad en las subestaciones.

Figura 3.6.

Aumento de capacidad en las subestaciones. p.66
Figura 3.8: Líneas sobrecargadas para el año 2025.

Figura 3.8:

Líneas sobrecargadas para el año 2025. p.68
Figura 3.9: Cambio de calibre en las líneas en el 2025.

Figura 3.9:

Cambio de calibre en las líneas en el 2025. p.68

Referencias

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