Universidad de Oriente Núcleo de Anzoátegui Escuela de Ingeniería Y Ciencias Aplicadas Departamento de Eléctricidad

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICIDAD

ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO SUCRE A NIVELES DE TENSIÓN 230 KV Y 115 KV CON LA INCORPORACIÓN DE LA PRIMERA FASE DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE.

REALIZADO POR

MARIO LUIS SILVAGNI SANOJA C.I. 19.012.796

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE, COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

BARCELONA, ENERO DE 2018.

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICIDAD

ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO SUCRE A NIVELES DE TENSIÓN 230 KV Y 115 KV CON LA INCORPORACIÓN DE LA PRIMERA FASE DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE.

ASESORES:

Ing.

Ing.

Asesor Académico

Asesor Industrial

BARCELONA, ENERO DE 2018.

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICIDAD

ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ESTADO SUCRE A NIVELES DE TENSIÓN 230 KV Y 115 KV CON LA INCORPORACIÓN DE LA PRIMERA FASE DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE.

El Jurado hace costar que asignó a esta tesis la calificación de:

________________________ Ing. Asesor Académico ________________________

_______________________

Ing. Jurado Principal

Ing. Jurado Principal

BARCELONA, ENERO DE 2018

RESOLUCIÓN DE ACUERDO AL ARTÍCULO 41 DEL REGLAMENTO DE TRABAJO DE GRADO: “LOS TRABAJOS DE GRADO SON DE EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE Y SÓLO PODRÁN SER UTILIZADOS A OTROS FINES CON EL CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, QUIEN LO PARTICIPARÁ AL CONSEJO UNIVERSITARIO”.

iv

DEDICATORIA A mis padres que han dejado de tener muchas cosas solo por poner como prioridad mis necesidades y mi crecimiento en general, han sido de gran inspiración para mi vida, me han dado la mejor educación y enseñanza. Los amo.

v

AGRADECIMIENTOS Le agradezco a Dios primeramente por haber sido mi ayudador y mi sustento durante todo este camino, me dio de su sabiduría para poder realizar esta meta que sin Él no la hubiese podido lograr.

A mis padres Rodolfo Silvagni y Milvida Sanoja de Silvagni que con mucho esfuerzo me han enseñado y me han animado a seguir adelante para poder realizarme como profesional.

A mis amigos y compañeros de clase que fueron de gran ayuda en los momentos buenos y no tan buenos durante mi carrera universitaria, siempre estando ahí para ayudarme y aconsejándome en todo.

A mis profesores que fueron mis tutores en este camino, muchas gracias por su tiempo y esfuerzo.

A mis suegros Miguel Velasquez y Angela Lopez, que han sido como unos padres para mí y me han ayudado en la realización de este sueño.

A mi amada esposa Estefany Velásquez que ha sido mi ayuda idónea para los momentos más importantes y cruciales de mi carrera universitaria, sus consejos y su motivación me ayudaron a ver las cosas desde otro punto de vista y esto hizo que pudiera culminar este sueño. Te amo esposa mía.

vi

RESUMEN Desde comienzos del año 2009 se ha incrementado en forma considerable la carga en la red eléctrica del Estado Sucre hasta el punto de presentar sobrecarga en los autotransformadores de 230/115 kV de las SS/EE Guanta II, Cumana II y Casanay. El incremento de carga trae consigo adicionalmente sobrecargas en las líneas de la red de 115 kV y bajos perfiles de tensión, el Estado Sucre, específicamente Cumaná, es uno de los más afectados debido a que se raciona carga en días laborables. En síntesis se llevó a cabo el estudio del sistema eléctrico de CORPOELEC en 115 kV en el Estado Sucre, y del sistema anillado de la Red Troncal de Transmisión Oriente (RTTO) de CORPOELEC de 230 kV, con la incorporación al mismo de la primera etapa de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJDS) a nivel de voltaje 230 kV en esquema mínimo, esto con la ayuda del software DigSilent PowerFactory en su versión 14.1. Para ello primero se actualizo la base de datos del software renovando todos los valores nominales reales necesarios para optimizar los resultados, luego se procedió a analizar las redes en 230 kV y 115 kV, obteniendo los valores de flujo de carga y su respectivo análisis de cortocircuito para luego modelar la primera parte de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre e incorporarla a la RTTO y de esa manera analizar el impacto que esta ejercerá. Posteriormente se realizaron una serie de análisis a situaciones de emergencia (contingencia), los cuales sacarían de funcionamiento a la red o en su defecto desestabilizarían el sistema, con la idea de aplicar los correctivos previos ante esos eventos.

Como resultado de la incorporación de la planta termoeléctrica, se pudo observar por medio de la simulación, que el lado de alta (230 kV) de la RTTO

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no tuvo problema alguno ya que el sistema pudo soportar la generación eléctrica aportada por dicha planta. Por otro lado, en el lado de baja (115 kV) se vieron afectadas (por sobrecarga) subestaciones, autotransformadores y líneas de transmisión. Para ello como solución, se realizó una propuesta la cual dio como resultado que todas las SS/EE, autotransformadores y líneas de transmisión del sistema eléctrico del Estado Sucre a nivel de tensión 115 kV trabajen dentro de los parámetros establecidos por la norma.

viii

INDICE DE CONTENIDO RESOLUCIÓN ............................................................................................... iv DEDICATORIA ...............................................................................................v AGRADECIMIENTOS .................................................................................... vi RESUMEN.................................................................................................... vii INDICE DE CONTENIDO .............................................................................. 9 ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................... 15 ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................. 19 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 23 CAPÍTULO I................................................................................................. 35 El problema ................................................................................................. 35 1.1.

Planteamiento del Problema ......................................................... 35

1.2.

Justificación .................................................................................. 36

1.3.

Alcance ......................................................................................... 37

1.4.

Objetivos ....................................................................................... 38 1.4.1. Objetivo General .............................................................. 38 1.4.2. Objetivos Específicos ....................................................... 38

1.5.

Metodología .................................................................................. 39 1.5.1. Nivel de Investigación ...................................................... 39 1.5.2. Tipo de Investigación ....................................................... 39 1.5.3. Técnicas e instrumentos de recolección de Datos ............ 40 1.5.4. Técnicas de simulación asistidas por computadoras ........ 41

10

1.5.5. Diseño de la investigación ................................................ 41 CAPÍTULO II................................................................................................ 42 2.1.

Antecedentes ................................................................................ 42

2.2.

Fundamentos Teóricos ................................................................. 43 2.2.1. Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) ............................... 43 2.2.2. Sistema de Generación .................................................... 44 2.2.3. Sistema de Transmisión ................................................... 45 2.2.4. Sistema de Subtransmisión .............................................. 46 2.2.5. Sistema de Distribución .................................................... 47 2.2.6. Líneas de Transmisión ..................................................... 47 2.2.6.1. Tipos de Líneas de Transmisión ................................ 48 2.2.6.2. Parámetros de una Línea de Transmisión ................. 51 2.2.7. Subestaciones Eléctricas ................................................. 55 2.2.7.1. Subestaciones

Eléctricas

Normalizadas

por

CORPOELEC ……………………………………………………………..58 2.2.7.2. Esquema de barras de las Subestaciones normalizadas por CORPOELEC ............................................................................. 60 2.2.8. Transformador de Potencia .............................................. 67 2.2.8.1. Tipos de Transformadores ......................................... 69 2.2.8.2. Pérdidas en los Transformadores y Autotransformadores ……………………………………………………………..69 2.2.9. Capacidad de Carga de los Equipos ................................ 70 2.2.9.1. Criterio de Capacidad Firme de Subestaciones ......... 72 2.2.10. Plantas Termoeléctricas ................................................. 74

11

2.2.10.1. Componentes de una planta termoeléctrica ............. 74 2.2.10.2. Tipos de Plantas Termoeléctricas en Venezuela según el Tipo de Tecnología ........................................................................ 77 2.2.11. Funcionamiento de una Planta Termoeléctrica con Turbina a Vapor

79

2.2.12. Funcionamiento de una Planta Termoeléctrica de Ciclo Combinado

…………………………………………………………………81

2.2.13. Flujo de Carga ................................................................ 82 2.2.13.1. Aplicaciones de los estudios de Flujo de Carga ....... 84 2.2.13.2. Criterios usados por la Gerencia de Planificación de Sistemas Eléctricos en los estudios de Flujo de Carga ..................... 84 2.2.14. Cortocircuito ................................................................... 85 2.2.14.1. Tipos de Cortocircuitos ............................................ 86 2.2.14.2. Características de los cortocircuitos ......................... 88 2.2.14.3. Fuentes que contribuyen a la falla ........................... 88 2.2.14.4. Aplicación de un Estudio de Cortocircuito ................ 91 2.2.15. DIgSILENT Power Factory Version 14.0 ........................ 92 CAPITULO III............................................................................................... 95 3.1.

Descripción del sistema eléctrico de CORPOELEC de Oriente ..... 95

3.2.

Descripción del sistema eléctrico del Estado Sucre ...................... 96 3.2.1. Líneas de Transmisión del Sistema Eléctrico del Estado

Sucre

…………………………………………………………………..97

3.2.2. Transformadores del Sistema del Estado Sucre ............... 99 3.3.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Cumana II ... 99

12

3.4.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Guanta II ... 102

3.5.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Casanay ... 103

3.6.

Descripción de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS) .................................................................................................... 104 3.6.1. Características de los turbogeneradores de la planta AJS …………………………………………………………………..99 3.6.2. Interruptor del Turbogenerador ...................................... 106 3.6.3. Características de los autotransformadores de la planta AJS …………………………………………………………………107

CAPITULO IV ............................................................................................ 108 4.1.

Estudio de Flujo de Carga ........................................................... 108 4.1.2. Métodos de Solución ...................................................... 108 4.1.3. Normas Aplicables ......................................................... 108 4.1.4. Caso de Estudio ............................................................. 109 4.1.4.1. Estudio de flujo de carga en Condición Actual ......... 109 4.1.5. Análisis de Resultados ................................................... 114

4.2.

Estudio de Cortocircuito .............................................................. 115 4.2.1. Métodos de Solución ...................................................... 115 4.2.2. Normas Aplicadas .......................................................... 115 4.2.3. Casos de Estudio ........................................................... 116 4.2.3.1. Condición Actual ...................................................... 116 4.2.4. Análisis de resultados .................................................... 119

CAPITULO V ............................................................................................. 120 5.1.

Estudio del flujo de carga ............................................................ 120

13

5.1.1. Escenario 1. Condición con la incorporación de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS) ..................................... 120 5.1.1.1. Condición Actual Vs Condición Futura ........................ 125 5.1.1.2. Análisis de Resultados............................................. 130 5.1.2. Escenario 2. Contingencia.............................................. 131 5.1.2.1. Análisis de Resultados............................................. 135 5.2.

Estudio de Cortocircuito .............................................................. 136 5.2.1. Escenario 1ra condición con la incorporación de la primera

etapa de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS) .......... 136 5.2.1.1. Análisis de Resultados............................................. 143 5.2.2. Escenario 2 Contingencia .............................................. 143 5.2.2.1. Análisis de los resultados ........................................ 146 CAPITULO VI ............................................................................................ 147 6.1.

Consideraciones

y Criterios a utilizar

para

el análisis de

contingencias .............................................................................. 147 6.2.

Contingencias a estudiar ............................................................. 149 6.2.1. Análisis y Resultados de las contingencias .................... 150 6.2.2. Caso 17: Fuera de servicio: AT_ Guanta II 230/115 kV .. 150

6.3.

Propuesta ................................................................................... 152 6.3.1. Estudio de Cortocircuito ................................................. 158 6.3.2. Análisis de Resultados ................................................... 161

CONCLUSIONES ...................................................................................... 163 RECOMENDACIONES .............................................................................. 163 BIBLIOGRAFIA .......................................................................................... 167

14

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ........ 171

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Potencia instalada en el sistema eléctrico peninsular (MW). ....... 45 Fuente R.E.E. .............................................................................................. 45 Tabla 2.2. Porcentaje de Demanda Alimentada Continuamente por una Subestación en caso de fallar un transformador. (CORPOELEC)................ 73 Tabla 3.1 Subestaciones del sistema eléctrico del Estado Sucre................. 97 Tabla 3.2. Líneas de Transmisión del Sistema Eléctrico del Estado Sucre. . 97 Tabla 3.3. Características de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre 230 kV. ............................................................................................................... 98 Tabla 3.4. Parámetros de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre en 115 kV. ............................................................................................................... 98 Tabla 3.4. Parámetros de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre en 115 kV. ............................................................................................................... 99 Tabla 3.5. Características de los transformadores del Estado Sucre. ........ 100 Tabla 3.6 Características de los turbogeneradores de la Planta AJS. ........ 106 Tabla 3.7 Características del interruptor del turbogenerador de la Planta AJS. .................................................................................................................. 106 Tabla 3.7 Características del interruptor del turbogenerador de la Planta AJS. .................................................................................................................. 107 Tabla 3.8 Características de los autotransformadores de la Planta AJS. ... 107 Tabla 4.1 Niveles de Tensión en las Barras Principales. ........................... 109 Tabla 4.1 Niveles de Tensión en las Barras Principales. ........................... 110 Tabla 4.2. Porcentaje de operación actual de los AT de las SS/EE del Estado Sucre. ........................................................................................................ 111

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Tabla 4.3. Porcentaje de operación actual de las líneas del Estado Sucre. 112 Tabla 4.3. Porcentaje de operación actual de las líneas del Estado Sucre. 113 Tabla 4.4. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ......................................................... 116 Tabla 4.4. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ......................................................... 117 Tabla 4.5. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ............................................................... 117 Tabla 4.5. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ............................................................... 118 Tabla 5.1. Niveles de Tensión en las Barras Principales. (AJS) ................. 120 Tabla 5.1. Niveles de Tensión en las Barras Principales. (AJS) ................. 121 Tabla 5.2. Porcentaje de operación de los AT del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. .................................. 122 Tabla 5.3. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. ........... 123 Tabla 5.3. Porcentaje de operación de las líneas del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. ........... 124 Tabla 5.4. Niveles de voltaje p.u de las barras de las SS/EE del Estado Sucre condición actual Vs condición Futura. ........................................................ 125 Tabla 5.4. Niveles de voltaje p.u de las barras de las SS/EE del estado Sucre condición actual Vs condición Futura. ........................................................ 126 Tabla 5.5. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre condición actual Vs análisis de resultados. ................................................................ 128

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Tabla 5.6. Porcentaje de operación de los AT del Estado Sucre 230/115 kV, condición actual Vs condición futura. ......................................................... 129 Tabla 5.7. Nivel de tensión de las barras de las SS/EE del Estado Sucre quedando fuera de servicio el GenAJS_02. ............................................... 131 Tabla 5.10. Niveles de Carga de los AT del estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ....................................................................................... 133 Tabla 5.11. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ................................................................... 134 Tabla 5.9. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. ....................................................................................... 136 Tabla 5.10. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. ............................................................................................ 137 Tabla 5.11. Nivel de cortocircuito monofásico (1ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 139 Tabla 5.12. Nivel de cortocircuito trifásico (3ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 139 Tabla 5.12. Nivel de cortocircuito trifásico (3ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 140 Tabla 5.13. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 141 Tabla 5.14. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ............................ 142

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Tabla 5.15. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. .................................................................................................................. 144 Tabla 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ..... 144 Tabla 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ..... 145 Tabla 6.1. Contingencias en el Sistema Sucre 230 kV y 115 kV. ............... 149 Tabla 6.1. Contingencias en el Sistema Sucre 230 kV y 115 kV. ............... 150 Tabla 6.2. Parámetros de las líneas de transmisión incorporadas al sistema eléctrico. .................................................................................................... 153 Tabla 6.3. Niveles de voltaje p.u de las SS/EE del Estado Sucre bajo condiciones propuestas. ............................................................................ 153 Tabla 6.3. Niveles de voltaje p.u de las SS/EE del Estado Sucre bajo condiciones propuestas. ............................................................................ 154 Tabla 6.4. Niveles de Carga de los AT del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta. ......................................................................................... 155 Tabla 6.5. Porcentaje de operación de las líneas del estado Sucre con la incorporación de la propuesta. ................................................................... 157 Tabla 6.6. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ......................................................... 158 Tabla 6.6. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ......................................................... 159 Tabla 6.7. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ......................................................... 159

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Organigrama de la Gerencia de Transmisión Oriental. .............. 28 Comisionaduría de Transmisión. ................................................................. 28 Figura 1.2. Sistema Interconectado Nacional (SIN) ..................................... 33 Figura 2.1. Sistema Eléctrico de Potencia ................................................... 44 Figura 2.2. Esquema de Barra Simple ......................................................... 61 Figura 2.3. Esquema de Barra Seccionada por un Disyuntor ...................... 62 Figura 2.4. Esquema de Barra Simple con Seccionadores en Derivación .... 63 Figura 2.5. Esquema de Barra Doble (Mixta) .............................................. 64 Figura 2.6. Esquema de Barra Principal y Transferencia. ............................ 65 Figura 2.7. Esquema de Barra Doble con Disyuntor y Medio de Salida. ...... 66 Figura 2.8. Transformador de Potencia ........................................................ 67 Figura 2.9. Circuito equivalente de un transformador de Potencia. .............. 68 Figura 2.10. Esquema de Central Termoeléctrica con turbina de Vapor. ..... 77 Figura 2.11. Esquema de Central Termoeléctrica con turbina de Vapor. ..... 78 Figura 2.12. Esquema de Planta de Ciclo Combinado ................................. 78 Figura 2.13. Planta Termo Zulia I, Estado Zulia ........................................... 79 Figura 2.14. Aportes de las Fuentes a la Corriente de Cortocircuito. (IEEE Std. 241 (1990)). ................................................................................................. 91 Figura 3.1. Diagrama Unifilar S/E Cumaná II Patio 230 kV (CORPOELEC) 101 Figura 3.2. Diagrama Unifilar S/E Cumaná II 115 kV (CORPOELEC) ........ 101 Figura 3.3. Diagrama Unifilar S/E Guanta II Patio 230 kV (CORPOELEC) 102 Figura 3.4. Diagrama Unifilar S/E Guanta II 115 kV (CORPOELEC). ........ 103

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Figura 3.5 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la S/E Casanay (CORPOELEC) .......................................................................................... 104 Figura 3.6. Ubicación geográfica de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre. ........................................................................................................ 105 Figura 4.1. Nivel de voltaje (p.u) actual de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre. ............................................................................................ 110 Figura 4.2. Nivel de voltaje (p.u) actual de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre. ............................................................................................ 111 Figura 4.3. Porcentaje de operación actual de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre. ........................................................................... 112 Figura 4.4. Porcentaje de operación actual de las líneas de transmisión del Estado Sucre. ............................................................................................ 114 Figura 4.5. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ............................................... 118 Figura 4.6. Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico de la barra de 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre. ........................................................... 119 Figura 5.1. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. ............. 121 Figura 5.2. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. ............. 122 Figura 5.3. Porcentaje de operación de los autotransformadores de las SS/EE del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. .................................................................................................................. 123 Figura 5.4. Porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. .................................................................................................................. 125

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Figura 5.5. Niveles de tensión de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual vs condición futura. .............................................. 127 Figura 5.6. Niveles de tensión de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. .............................................. 127 Figura 5.7. Porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre, condición actual Vs condición futura ............................................... 129 Figura 5.8. Porcentaje de carga de los AT del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................................................................................... 130 Figura 5.9. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ............................................... 132 Figura 5.10. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ............................................... 132 Figura 5.11. Niveles de carga de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ................................... 133 Figura 5.12. Nivel de Carga de las líneas de transmisión del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ................................................................ 135 Figura 5.13. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. ................................................................. 138 Figura 5.14. Nivel de cortocircuito de las barras de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. .................................................................................... 138 Figura 5.15. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 140 Figura 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ............................ 141

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Figura 5.17. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ................. 142 Figura 5.18. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. ............................ 143 Figura 5.19. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ..................................................................................................... 145 Figura 5.20. Niveles de cortocircuitos trifásicos en las barras de 230 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. ..... 146 Figura 6.1. Contingencia del caso #17 sin la planta AJS vs con la planta AJS. .................................................................................................................. 152 Figura 6.2. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta. .............................................. 154 Figura 6.3. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta. .............................................. 156 Figura 6.4. Niveles de carga de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta. .................................. 156 Figura 6.5. Nivel de Carga de las líneas de transmisión del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la propuesta. ................................ 158 Figura 6.6. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. ............................................... 160 Figura 6.7. Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico de la barra de 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre. ........................................................... 160

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INTRODUCCIÓN La Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) fue fundada el 27 de octubre de1958 con el fin de optimizar la administración y la operación de las empresas de electricidad dependientes del Estado Venezolano que estaban repartidas en todo el país. Las operaciones de CADAFE se habían concentrado de ésta forma en la zona occidental, central, oriental y sur del país.

En 1968 CADAFE y la Electricidad de Caracas (EDC) firman un acuerdo de interconexión eléctrica creando para ello la Oficina de Operación del Sistema Interconectado (OPSIS) con el fin de organizar la venta de energía eléctrica de CADAFE a la EDC, luego se sumarían al acuerdo EDELCA y ENELVEN.

En 1990 CADAFE inicia el proceso de descentralización de la compañía, creando para ello cinco filiales, comenzando el 26 de octubre de ese año con la Compañía Anónima de Electricidad de los Andes (CADELA), concentrada en Barinas, Mérida, Táchira y Trujillo. Luego, a partir de 1991 surgen Electricidad del Centro (ELECENTRO) el 22 de febrero, para Amazonas, Apure, Aragua, Guárico y Miranda; posteriormente el 8 de marzo es creada la Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), encargada de los estados Anzoátegui, Bolívar y Sucre y el 3 de mayo es establecida la Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE), en Carabobo, Cojedes, Falcón y Portuguesa; así como Desarrollo del Uribante Caparo (DESURCA) cuyo fin era culminar las obras del complejo hidroeléctrico del mismo nombre.

24

En 1997 ELEORIENTE privatizó su participación en Nueva Esparta y se creó la empresa privada Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA). Por último se crea en 1998 el Sistema Eléctrico de los estados Monagas y Delta Amacuro (SEMDA) que pertenecía en un principio a ELEORIENTE y cuyo objetivo fallido era privatizar la empresa.

En el mes de septiembre de 2005, la asamblea de accionistas de CADAFE acordó unificar la dirección funcional, administrativa y operativa de los entes de la Corporación, mediante la sustitución de los presidentes y juntas directivas de las filiales por el Presidente y Junta Directiva de CADAFE.

En esa dirección, el Ejecutivo Nacional aprobó un Decreto que ordenó la fusión de CADAFE con sus filiales y dejó sin efecto el Decreto que disponía la privatización del Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro. En 2007 CADAFE, mediante el decreto No 5.330 publicado en Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela No 38.736, se convirtió en una filial de la Sociedad Anónima Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), empresa estatal creada ese año con el fin de agrupar todas las empresas eléctricas del país 

Corporación Eléctrica Nacional.

La Corporación Eléctrica Nacional, creada por el Gobierno, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007. Es la encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, la misma tuvo un plazo de tres años para fusionar a CADAFE, EDELCA, ENELVEN, ENELCO,

25

ENELBAR, SENECA Y ENAGEN (creada en noviembre de 2006), en una persona jurídica única.

El Estado adquirió las compañías de La Electricidad de Caracas (ELECAR), Yaracuy (CALEY), Valencia (ELEVAL), Puerto Cabello (CALIFE) y Ciudad Bolívar (ELEBOL), así como el Sistema Eléctrico de Nueva Esparta (SENECA) y TURBOVEN.

A partir del primero de enero del 2008, las compañías se fusionaron en seis: ELECAR, CADAFE, EDELCA, ENELVEN, ENELBAR Y ENAGEN. En 2009 se convirtieron en las operadoras de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización.

El capital social de CORPOELEC está determinado y suscrito en 75% por la República Bolivariana de Venezuela y el otro 25 % por Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA). 

Misión.

Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente, confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema

eléctrico

nacional,

integrando

a

la

comunidad

organizada,

proveedores y trabajadores calificados, motivados y comprometidos con valores éticos.

26



Visión. Ser una Corporación con ética y carácter socialista, modelo en la

prestación de servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo venezolano. 

Actualidad de CORPOELEC.

El parque de generación del Sistema Eléctrico Nacional, asciende a unos 24.000 megavatios de capacidad instalada y está conformado por un significativo número de infraestructuras, localizadas en su mayoría, en la región de Guayana, donde funcionan los complejos hidroeléctricos más grandes del país. Éstos ofrecen más del 62% del potencial eléctrico que llega a hogares e industrias de toda la Nación.

Otro 35% de la generación de electricidad proviene de plantas termoeléctricas, y casi un 3% corresponde al sistema de generación distribuida, conformada por grupos electrógenos. En el estado Anzoátegui se encuentran instalados los parques de generación, Planta Alfredo Salazar (Anaco) de 120 MVA, Planta Guanta de 140 MVA, Planta Alfredo Lovera de 150 MVA (en ejecución) y con los grupos electrógenos Aragua de Barcelona, Clarines, Cuartel, y El Rincón.

En el mismo orden de ideas, más del 70% de la electricidad que se consume en Venezuela se produce en la cuenca del río Caroní, al sur del país.

27

Allí están las principales fuentes hidroeléctricas venezolanas. Esto ha exigido el desarrollo de sistemas capaces de transmitir grandes bloques de energía, a largas distancias y en niveles de voltaje muy elevados.

CORPOELEC posee la más extendida red eléctrica del país, con un total de 18 mil kilómetros de líneas en 400, 230 y 115 kilovoltios; 180 Subestaciones y una capacidad de transformación que supera los 24.000 MVA. 

Organización Territorial del Sistema de Transmisión.

La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía eléctrica está definida por los siguientes Centros de Transmisión:  Centro de Transmisión Occidental: Comprende el estado Zulia y la parte occidental de los estados Lara y Falcón.  Centro de Transmisión Centro Occidental: Conformado por el estado Carabobo y la parte oriental de los estados Cojedes y Falcón.  Centro de Transmisión Nor-occidental: Integrado por los estados, Portuguesa, Yaracuy, y la parte sur del estado Falcón.  Centro de Transmisión Sur-Occidental: Comprende los estados Trujillo, Mérida, Barinas, Táchira y alto Apure.  Centro de Transmisión Central: Conformado por los estados Guárico, Amazonas, bajo Apure y oeste del estado bolívar.  Centro de Transmisión Capital: Integrada por los estados Vargas, Miranda y la gran Caracas.  Centro de Transmisión Oriental: Comprende los estados Nueva Esparta, Sucre, y zona norte de los estados Monagas y Anzoátegui.  Centro de Transmisión Sur: Integrado por los estados Amazonas, Delta Amacuro y sur de los estados Monagas y Anzoátegui.

28



Estructura Organizacional.

El Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE), pasó a ser el máximo ente rector de las actividades referentes al servicio eléctrico del país por parte del Gobierno Nacional, siendo de esta manera también la máxima entidad de la Corporación la Figura 1.1 muestra el organigrama de CORPOELEC en su más alto nivel de transmisión respecto al SISTEMA ORIENTAL DE TRANSMISIÓN aprobado en diciembre 2011. Comisionado de Transmisión

Centro de Transmisión

Planificación y Control de Transmisión Servicios Especiales para equipos de Transmisión

Proyectos, Adecuación y Mejoras Oriental

Consejo de Trabajadores

Ingeniería de Transmisión Oriental

Servicios Logísticos de Transmisión Oriental

Operaciones

Mantenimiento de

Mantenimiento de

Mantenimiento de

Mtto. De Prot.,

Mantenimiento de

Oriental

Subestaciones

Subestaciones

Líneas Oriental

Supervisión y

Infraestructura Oriental

Troncales Oriental

Regional Oriental

Operaciones Anzoátegui Operaciones

Control Oriental Mantenimiento de

Mtto. De Mtto. De

Mtto. De

Líneas

Mtto. De Prot.,

Infraestructura

Subestación

Subestaciones

Anzoátegui

Sup. y Control

Anzoátegui

Barbacoa II

Anzoátegui

Nva. Esparta

Anzoátegui Mtto. De

Mtto. De Operaciones Monagas

Mantenimiento de

Mtto. De

Líneas Nva.

Mtto. De Prot.,

Infraestructura Nva.

Subestación El

Subestaciones

Esparta

Sup. y Control

Esparta

Furrial

Nva. Esparta

Nva. Esparta Mtto. De

Operaciones Sucre Oeste

Operaciones

Mtto. De Subestación José

Mantenimiento de

Líneas Mtto. De

Monagas

Subestaciones Mtto. De Mtto. De Subestaciones

Monagas

Sup. y Control

Monagas

Sucre este

Infraestructura Mtto. De Prot.,

Monagas

Sucre

Mantenimiento de Infraestructura

Líneas Mtto. De Prot., Sup. y Control

Sucre Mtto. Mtto. De Líneas y

De

Equipos

Servidumbre

Sucre

Energizados

Figura 1.1. Organigrama de la Gerencia de Transmisión Oriental. Comisionaduría de Transmisión.

Sucre

29

Tiene por objetivo entregar la energía eléctrica desde los Centros de Generación hasta los Centros de Distribución, operando y manteniendo los equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión de CORPOELEC, en condiciones de seguridad y calidad. Además posee las siguientes funciones: 

Formular, ejecutar y controlar el plan estratégico y operativo del Sistema de Transmisión, con el fin de lograr los objetivos planteados.



Diseñar y establecer planes de contingencia para mantener la continuidad operativa de la red eléctrica en el país.



Coordinar la operación del Sistema de Transmisión que garantice la entrega de energía a los centros de distribución en condiciones de seguridad y calidad.



Establecer planes y programas con el fin de garantizar la seguridad de los trabajadores de la Comisionaduría de Transmisión.



Coordinar los planes y programas que promuevan la aplicación de las medidas de control en las actividades de transmisión que permitan la preservación del medio ambiente, a fin de cumplir con la normativa legal vigente.



Establecer y aplicar metodologías de mejora continua para alcanzar la eficacia y eficiencia de los procesos de la Comisionaduría de Transmisión de CORPOELEC.



Evaluar y controlar el comportamiento del Sistema de Transmisión y tomas las acciones que garanticen su seguridad y confiabilidad.



Suministrar información concerniente a la gestión de la red eléctrica a CORPOELEC y demás entes que la requieran.

30



Centro de Transmisión Oriental (CTO)

El objetivo principal del CTO es gestionar la operación de subestaciones u líneas, así como el mantenimiento de los equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión bajo la responsabilidad del Centro de Transmisión, a fin de entregar la energía generada a los centros de distribución, mediante la ejecución y control de sus procesos, de acuerdo a los parámetros de servicio exigidos por la Corporación. Para lograr esto el CTO cumple con las siguientes funciones: 

Formular lineamientos y planes para gestionar el mantenimiento de los equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Coordinar u controlar la aplicación de las políticas establecidas para el mantenimiento de equipos, sistemas e instalaciones de la red de transmisión.



Coordinar y contralar conjuntamente con el Centro Nacional de Despacho (CND) los planes de operación de equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Coordinar y controlar los planes de mantenimiento de quipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Coordinar las actividades de ingeniería de mantenimiento requeridas para aumentar el ciclo de vida de los activos y la confiabilidad y eficiencia de los equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Coordinar la participación de recursos en el desarrollo de las especificaciones técnicas para la mejora o reemplazo de equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.

31



Coordinar la participación, de las unidades de mantenimiento de líneas y subestaciones de transmisión, de ingeniería de transmisión, y protecciones, supervisión y control de transmisión, en la recepción de equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Asegurar las procuras de recursos materiales y servicios requeridas para garantizar la disponibilidad de equipos, sistemas instalaciones asociados a la red de transmisión.



Evaluar la realización de los análisis pertinentes sobre posibles eventos de riesgo resultantes o no en fallas o perturbaciones que pudiesen afectar de desempeño de equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Asegurar las actividades de restablecimiento de las condiciones normales de operación de equipos, sistemas e instalaciones asociados a la red de transmisión.



Sistema Interconectado Nacional.

1.

En 1968 se firma el primer Contrato de Interconexión entre las empresas CADAFE, Electricidad de Caracas y CVG EDELCA con la finalidad de contar con un despacho y planificación coordinada del Sistema Eléctrico, creándose así las Oficina de Operación de Sistemas Interconectados (OPSIS), veinte años después se incorpora la empresa Enelven, lo que le asigna mayor solidez al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

2.

El Sistema Interconectado Nacional está conformado por los sistemas de transmisión de las empresas eléctricas CADAFE, Electricidad de Caracas, Enelven y CVG Edelca, que operan a niveles de tensión igual

32

o superior a 230 KV y dada su extensión posee un ámbito de carácter nacional, como se muestra en la Figura 1.2, la operación conjunta se regula a través de un despacho de central que mantiene comunicación permanente con los despachos de carga de las empresas miembros del SIN.

3.

El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) lo conforman 11 empresas eléctricas públicas y privadas. Las empresas públicas son CADAFE, EDELCA, ENELVEN, ENELCO y ENELBAR. Las empresas privadas son la Electricidad de Caracas con su empresa filial CALEY; ELEBOL, CALIFE, ELEVAL y SENECA.

4.

Las empresas C.A.D.A.F.E, EDELCA, EDC y ENELVEN, forman parte del Contrato de Interconexión y suplen el 98,8% de la energía eléctrica que se consume en el país y éstas a su vez representan en OPSIS el valor total de las empresas eléctricas antes citadas. El porcentaje restante proviene del Sector Autoabastecido (Petróleos de Venezuela, productores independientes e industrias con generación propia).

En la Figura 1.2 se muestra el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

33

Figura 1.2. Sistema Interconectado Nacional (SIN) (http://opsis.org.ve/home.html) 

Centro Nacional de Despacho – División Oriente

Unidad encargada de las operaciones de las subestaciones que conforman el sistema eléctrico Oriental. Estas operaciones están basadas en los criterios de estabilidad, confiabilidad y continuidad. Además también se encarga de coordinar las actividades a realizar en cada una de las subestaciones; con el fin de evitar operaciones no deseadas que pongan en peligro la vida de las personas y la estabilidad del Sistema.

En todo sistema conformado por varias subestaciones interconectadas, debe existir un organismo que se encargue de coordinar las actividades a realizar en cada una de esas subestaciones; con el fin de evitar operaciones

34

no deseadas que pongan en peligro la estabilidad del sistema y permita la rápida normalización del sistema cuando se presenta contingencias. Las actividades relacionadas con el Centro Nacional de Despacho son:

a)

Vigilar: constantemente, hay que vigilar el comportamiento de dicho sistema, para así, poder mantener los parámetros (carga, tensión y frecuencia) dentro de los rangos preestablecidos.

b)

Mantener: un servicio eléctrico que este fuera de los rangos normales de operación es un mal servicio, es por ello; que necesitamos realizar operaciones a lo largo y ancho del sistema para normalizar los rangos y así mantener la estabilidad y confiabilidad.

c)

Restablecer: en todo sistema eléctrico existe falla, lo cual trae como consecuencia la alteración de los parámetros normales. El despacho está en el deber de realizar las operaciones necesarias para restablecer la normalidad.

d)

Coordinar: el sistema necesita mantenimiento, de hecho, cada subestación tiene su programa de mantenimiento. En un sistema interconectado

hay

actividades

que

no

pueden

realizarse

paralelamente, ya que, afectaría el sistema general, por eso, la importancia de coordinar cada una de las actividades a realizar. e)

Informar: en el sistema eléctrico Oriental se involucran varias unidades como son: transmisión, generación y, además, las empresas a las cuales CADAFE vende la energía. Es de gran importancia la información entre todos y cada uno de los involucrados. El Centro Nacional de Despacho – División Oriente, se encuentra

ubicado en el Centro Comercial DAMASCO PLAZA, avenida el Ejército cruce con avenida Centauro 23, Nueva Barcelona, Municipio Simón Bolívar, Estado Anzoátegui.

CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1.

Planteamiento del Problema

La corporación eléctrica nacional CORPOELEC, Empresa Eléctrica Socialista, adscrita al Ministerio del Poder Popular de Energía Eléctrica, es una institución que nace con la visión de reorganizar y unificar el sector eléctrico venezolano a fin de garantizar la prestación de un servicio eléctrico confiable. Este proceso de integración permite fortalecer al sector eléctrico para brindar, al soberano, un servicio de calidad, confiable y eficiente; y dar respuestas. CORPOELEC se crea en julio de 2007 como una empresa operadora estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica. Esta empresa posee en su estructura organizativa un despacho de carga nacional y despachos de carga regionales, uno de ellos se ubica en la zona oriental del país y se conoce como Despacho de carga oriental (DCO), que posee un gran compromiso y responsabilidad con el sistema eléctrico de dicha zona.

Venezuela es uno de los países latinoamericanos con mayor tasa de natalidad en la última década, lo cual ha llevado al país a un tener un incremento en la demanda del consumo de energía eléctrica y por ende el estado Sucre no escapa de esta problemática, por lo que actualmente hay un desbalance entre la relación producción-consumo.

De acuerdo a esta problemática, el gobierno nacional está haciendo una inversión en proyectos de ampliación del sistema eléctrico. Específicamente en el estado Sucre se está construyendo la planta termoeléctrica Antonio José

36

de Sucre, la cual está ubicada en el Sector Rincón del Portachuelo, Municipio Sucre, ciudad de Cumaná, Estado Sucre. Aportará un máximo de potencia de 1020MVA generados por 4 Turbogeneradores de ciclo combinado y 2 turbogeneradores de ciclo simple, en la primera fase de funcionamiento se instalarán solo 2 turbo Generadores de ciclo simple marca General Electric que suministrarán 340MVA, siendo así la capacidad de generación de cada Turbogenerador de 170MVA.

Por tal motivo CORPOELEC a través del despacho de carga oriental, se ve en la necesidad de realizar un estudio de la red eléctrica del estado Sucre, a niveles de tensión 230 y 115 kV con la incorporación de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre. Para llevar a cabo este trabajo se requiere un estudio de la red eléctrica del estado Sucre, determinando la condición actual, el funcionamiento y niveles de carga de los equipos vinculados al sistema como generadores, transformadores y líneas de transmisión, entre otros. Se realizará el estudio de carga y cortocircuito para verificar los niveles de voltaje en las barras, condiciones de carga de los transformadores, de las líneas de transmisión y de las corrientes de falla a las que se somete el sistema. Posteriormente se estudiará la red eléctrica con la incorporación de la nueva planta termoeléctrica generadora Antonio José de Sucre para establecer planes de acciones para el correcto funcionamiento de la misma, tanto en niveles de tensión 230 kV como en 115 kV, ante la demanda actual de energía y así verificar las nuevas condiciones de los elementos que integran el sistema del Estado Sucre. 1.2.

Justificación

En la actualidad con la búsqueda de la evolución de los procesos, las industrias y el desarrollo de los Estados del país, es de suma importancia

37

contar con un sistema de suministro de energía eléctrico muy confiable, ya que incidir en interrupciones de servicio de energía eléctrica no programadas, se traduce en pérdidas costosas de tiempo y dinero, de allí que resulte prácticamente imprescindible la realización del estudio para conocer el impacto y el aporte que la incorporación de esta planta termoeléctrica traerá en función de mejorar los niveles de voltaje y distribución de cargas entre las SS/EE, y por ende prestar un servicio lo más ininterrumpido posible, tanto para el Estado Sucre como para el sistema de Transmisión Oriental en general, lo que buscará lograr bienestar social. 1.3.

Alcance

El trabajo de grado aquí presentado desarrolla un estudio general tanto técnica como operativa que trata de soluciones que van desde el cambio de conductores de la líneas de transmisión hasta la incorporación de una planta termoeléctrica determinados por medio de diversos estudios, en corto, mediano y largo plazo, para ello se necesitaron una serie de cálculos y simulaciones elaboradas con el programa computacional DIgSILENT POWERFACTORY® versión 14.1 y el programa de Office Excel®, además de un conjunto de datos de datos recopilados de las subestaciones que conforman el sistema eléctrico del estado Sucre además de los provistos por el Centro Nacional de Despacho – División Oriente (CND-ORIENTE).

38

1.4.

Objetivos

1.4.1. Objetivo General

Estudiar el sistema eléctrico del estado sucre a niveles de tensión de 230 kV y 115 kV con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre.

1.4.2. Objetivos Específicos 

Describir el sistema actual del estado Sucre a niveles de tensión 230 kV y 115 kV y la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre.



Realizar un estudio de flujo de carga y de los niveles de cortocircuito del sistema eléctrico actual del Estado Sucre utilizando la herramienta computacional DIgSilent Factory Power.



Analizar el comportamiento del sistema eléctrico del estado Sucre con la incorporación de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre, bajo diferentes escenarios de funcionamiento mediante simulaciones.



Establecer plan de acciones para el óptimo funcionamiento del sistema eléctrico del Estado Sucre a niveles de tensión 230 kV y 115 kV después de la incorporación de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre.

39

1.5.

Metodología

1.5.1. Nivel de Investigación

El nivel de investigación será de tipo descriptiva ya que se llevará a cabo una descripción del sistema eléctrico CUMANÁ 230/115 kV y de la nueva planta termoeléctrica CUMANÁ, también es una investigación explicativa, ya que se establecerán las causas y efectos de los distintos estudios a realizar, así como el porqué de ciertos fenómenos que acontecen, que conllevaran a proponer y recomendar medidas específicas.

Con respecto a la investigación descriptiva, Arias (2006, p. 24) señala que: “… consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno, individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento”.

La Investigación explicativa se debe a un tipo de nivel para el cual Fidias Arias en su libro “El Proyecto de la Investigación” expresa: “… se encarga de buscar el porqué de los hechos mediante el establecimiento de relaciones causa-efecto”.

1.5.2. Tipo de Investigación

Se trata de una investigación de campo, ya que se requiere comprender y resolver alguna situación, necesidad o problema dentro del área de trabajo realizando una observación directa y entrevistas informales a los trabajadores para el desarrollo de esta investigación. El investigador (que es el estudiante) extrae los datos de la realidad mediante técnicas de recolección de datos (cuestionarios, entrevistas, observación científica) a fin de alcanzar los objetivos planteados en su investigación.

40

Según Arias (2006), es aquella que consiste en la recolección de datos directamente de los sujetos investigados, o de la realidad donde ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es decir, el investigador obtiene la información pero no altera las condiciones existentes. (p. 31)

1.5.3. Técnicas e instrumentos de recolección de Datos

Para completar una recolección de datos efectiva fue necesario cumplir una serie de requerimientos y pasos que hizo de nuestro trabajo, un informe completo y debidamente jerarquizado de la información solicitada.

Como punto de partida se hizo obligatorio recurrir a la consulta de documentación bibliográfica, de esta forma es posible conocer y comprar el material que exponen las diversas fuentes escritas, en sus niveles técnicos y especializados para recabar de esta forma toda la información teórica posible para la presentación y ejecución del proyecto.

También se implementó la técnica de la observación participante activa donde el investigador y su grupo de trabajo formaron parte del equipo responsable del proceso de recolección de datos en el sitio seleccionado, lo que a su vez proporciono información valiosa para completar el levantamiento técnico del sistema eléctrico de Cumaná.

Por último, se realizó consultas y entrevistas al personal que labora en esta instalación de generación eléctrica, donde se buscó obtener información precisa sobre los diferentes procesos y maniobras que requiere el sistema

41

para mantener su confiabilidad durante el día, datos que a su vez harán más clara y concisa la redacción de este proyecto.

1.5.4. Técnicas de simulación asistidas por computadoras

Una vez recopilados los datos necesarios de cada uno de los componentes que conforman el sistema de potencia, así como sus características técnicas, se definió los diferentes escenarios de estudio en casos de contingencia y se realizó estudios de cortocircuito y flujo de carga utilizando para ello el software computacional DIgSILENT Power Factory.

1.5.5. Diseño de la investigación

En cuanto a diseño se refiere se realizó bajo la base de la investigación bibliográfica previa, debido a que el proyecto consistió básicamente en la ejecución de simulaciones utilizando una herramienta computacional para el estudio de flujo de carga, cortocircuito y ajuste de protecciones, además de entrevistas informales.

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1.

Antecedentes

Acosta, L. (2011). Realizó el estudio del sistema eléctrico de CORPOELEC-CADAFE de la región Centro-Sur del estado Anzoátegui a 115 kV y del sistema eléctrico Oriente en anillo a 230 kV con la incorporación de la planta de generación de San Diego de Cabrutica en sus dos fases, 300 y 450 MW respectivamente, y la inclusión de las nuevas subestaciones San Diego de Cabrutica,

Pariaguán,

Tigre I Nueva, utilizando la herramienta

computacional DIgSILENT Power Factory obtuvo el flujo de carga, los niveles de cortocircuito y el comportamiento del sistema bajo contingencias que podían afectar de forma severa al sistema, y se propusieron acciones correctivas para las mismas. Aporta información para la realización del marco teórico.

Canache, A. (2010). Realizó la evaluación del comportamiento del sistema eléctrico de CADAFE en el Estado Monagas 115 kV y del sistema en anillo de CADAFE oriente en 230 kV, con la incorporación de la subestación Juana La Avanzadora 230/115 kV 400 MVA, utilizando la herramienta computacional DIgSILENT Power Factory, mediante los diferentes escenarios de contingencias para obtener análisis de flujo de carga y cortocircuito. Aporta la metodología empleada para los estudios de Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito.

Ródriguez, G. (2010). Estudió el impacto producido por el sistema eléctrico de oriente con la incorporación de dos unidades turbogeneradoras de

43

17MW cada una, en CADAFE, subestación de Guanta, estado Anzoátegui para luego comparar su situación actual y verificar cuales fueron las mejoras obtenidas con el nuevo escenario. Aporta los métodos utilizados para analizar el comportamiento del sistema eléctrico al agregar una planta Generadora, en este caso la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre.

Romero, L. (2010). La evaluación operativa del sistema eléctrico de los estados Monagas y Delta Amacuro, se realizó mediante un estudio detallado de los elementos presentes, que describen trece subestaciones, 1228.39 Km en líneas de transmisión a 115 kV y 230 kV una generación de 100 MW a gas y gasoil y una compensación de 87 MVAR. Esta evaluación tuvo el propósito de demostrar el comportamiento que presentara el sistema con la incorporación, de la nueva infraestructura, de siete subestaciones a 115 kV con una capacidad a instalar de 468 MVA, también cuenta con 363 Km en líneas de transmisión a 115 kV. Aporta ideas de cómo establecer un plan de acciones para el óptimo funcionamiento de la planta AJS. 2.2.

Fundamentos Teóricos

2.2.1. Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)

Es el conjunto de centrales generadoras, de líneas de transmisión interconectadas entre sí y de sistemas de distribución esenciales para el consumo de energía eléctrica. La misión fundamental del sistema eléctrico es hacer llegar a todos los abonados conectados a dicho sistema, la energía eléctrica que necesitan. La función principal del (SEP) es garantizar el suministro de energía eléctrica dentro de su área de aplicación, operando de forma técnica y económicamente óptima, con el aprovechamiento de todas las fuentes de energía y garantizando el abastecimiento al mínimo costo,

44

cumpliendo con los niveles de calidad establecidos en la forma técnica correspondiente, en la Figura 2.1 se muestra la representación gráfica de un SEP (Requena, C. 2007).

Figura 2.1. Sistema Eléctrico de Potencia Fuente: http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Redelectrica2.png

2.2.2. Sistema de Generación

Los

generadores

alternos

trifásicos,

generadores

síncronos

o

alternadores producen energía eléctrica a partir de otra fuente energética, hidráulica, térmica, nuclear, eólica, etc. En los generadores el campo rotórico es producido por el rotor girando a la velocidad de sincronismo cuando es excitado por corriente continua. Dicha corriente es proporcionada por el sistema de excitación formado por generadores de continua montados en el mismo eje y conectados mediante anillos rozantes o, modernamente, mediante rectificadores rotórios conocidos como sistemas de excitación brushless. El sistema de excitación es el encargado de mantener la tensión y controlar la potencia reactiva generada. La fuente de potencia mecánica es normalmente proporcionada por turbinas hidráulicas o de vapor. Estas últimas

45

operan a velocidades relativamente altas, entre 1800 y 3600 rpm. Y se conectan a rotores cilíndricos de dos polos cuando la velocidad es de 3600 rpm. o de cuatro polos en el caso de 1800 rpm. Las turbinas hidráulicas, particularmente las de baja presión, funcionan a velocidades menores sus generadores son normalmente de polos salientes.

En la tabla 2.1 se muestra, según datos proporcionados por Red Eléctrica de España, la evolución de la potencia instalada en el sistema eléctrico peninsular en los últimos años en la que se puede observar el fuerte incremento de la generación en régimen especial (energías renovables, cogeneración, etc..)

Tabla 2.1. Potencia instalada en el sistema eléctrico peninsular (MW). Fuente R.E.E. 1996

1997

1998

1999

2000

HIDRÁULICA

16549

16532

16452

16524

16524

NUCLEAR

7422

7581

7632

7686

7799

CARBÓN

10674

11224

11224

11238

11542

FUEL/GAS

8214

8214

8214

8214

8214

RÉGIMEN ESPECIAL

3812

4598

5709

7196

8318

TOTAL

48667

50146

51229

52857

54397

2.2.3. Sistema de Transmisión

Los sistemas de transmisión están constituidos por una subestación dotada de transformadores, que elevan el voltaje de generación a otro más alto, un tendido de conductores soportados por estructuras especiales, y subestaciones reductoras intermedias donde se reduce nuevamente el voltaje

46

a tensiones de utilización práctica. Los voltajes de transmisión dependen de la distancia y volumen de la energía eléctrica a transportar. En Venezuela estos voltajes están comprendidos entre los 765.000 y 115.000 voltios.

Las subestaciones de transmisión cambian el voltaje de línea mediante transformadores elevadores y reductores, y lo regulan por medio de compensadores

estáticos

variables,

condensadores

síncronos

o

transformadores con tomas variables.

Los sistemas de transmisión se utilizan para interconectar plantas eléctricas distantes entre sí, para su operación conjunta, lo cual permite compartir las reservas de generación y prestarse auxilio mutuo en caso de accidentes.

Los sistemas de transmisión esencialmente constan de los siguientes elementos: 

Estaciones transformadoras elevadoras.



Líneas de transmisión.



Estaciones de maniobra.



Estaciones transformadoras reductoras. (Wildi, T. 2007)

2.2.4. Sistema de Subtransmisión

El sistema de Subtransmisión es la parte del sistema eléctrico que se encarga de transmitir energía eléctrica a voltajes de 34,5 kV y 115 kV de una subestación a otra. En otras palabras, este sistema es el que transmite la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación hasta los centros de cargas de las ciudades (subestaciones de distribución). (Acosta, L. 2011).

47

2.2.5. Sistema de Distribución

El sistema de distribución es la parte del sistema de potencia encargado de entregar la energía desde las subestaciones reductoras 115/13,8 kV o 34.5/13.8 kV, hasta los transformadores de distribución, y de ahí a las acometidas de cada suscriptor en bajo voltaje. (Velásquez, C. 2004).

2.2.6. Líneas de Transmisión

Es el medio físico usado para el transporte y la transmisión de la energía eléctrica, desde los centros de generación hasta los centros de consumo, a través de distintas etapas de transformación de voltaje, las cuales también se interconectan con el sistema eléctrico de potencia. Una línea de transmisión está caracterizada por cuatro parámetros uniformemente repartidos a lo largo de su longitud: la resistencia y la inductancia serie, la conductancia y la capacidad de derivación. El estudio de estos parámetros es esencial tanto desde el punto de vista del diseño como para el desarrollo de los modelos de la línea de transmisión utilizados en el análisis de sistemas de energía eléctrica. (Fermín, B. 2004).

Los voltajes de transmisión utilizados en Venezuela son: 115, 230, 400 y 800 kV. Una de las formas de clasificar las líneas de transmisión, es de acuerdo a su longitud, siendo: 

Línea Corta, menos de 80 Km.



Línea Media, entre 80 y 240 km.



Línea Larga, más de 240 Km.

48

5.1.1.1. Tipos de Líneas de Transmisión



Líneas de Transmisión de Cable Abierto: Una línea de transmisión de cable abierto es un conductor paralelo de

dos cables. Consiste simplemente de dos cables paralelos, espaciados muy cerca y sólo separado por aire.

Los espaciadores no conductivos se colocan a intervalos periódicos para apoyarse y mantenerse a la distancia entre las constantes entre los conductores. Las distancias entre los dos conductores generalmente están entre 2 y 6 pulgadas.

El dieléctrico es simplemente el aire, entre y alrededor de los conductores en donde se propaga la onda transversal electromagnética, La única ventaja real de este tipo de línea de transmisión de cable abierto es su construcción sencilla. Ya que no hay cubiertas, las pérdidas por radiación son altas y susceptibles a recoger ruido. Por lo tanto, las líneas de transmisión de cable abierto normalmente operan en el modo balanceado.



Línea de Transmisión de Cable Protegido con Armadura: Para reducir las pérdidas por radiación e interferencia, frecuente mente

se encierran las líneas de transmisión de dos cables paralelos en una malla metálica conductiva. La malla se conecta a tierra y actúa como una protección.

49

La malla también evita que las señales se difundan más allá de sus límites y evita que la interferencia electromagnética llegue a los conductores de señales.



Línea de Transmisión de Cable de Par de Trenzado: Un cable de par trenzado se forma doblando (trenzado) dos conductores

aisladores juntos. Los pares de trenzan frecuentemente en unidades, y las unidades, a su vez, están cableadas en el núcleo.

Estas se cubren con varios tipos de funda, dependiendo del uso que se les vaya a dar. Los pares vecinos se trazan con diferente inclinación (largo de la trenza) para poder reducir la interferencia entre los pares debido a la inducción mutua. Las constantes primarias del cable de par trenzado con sus parámetros eléctricos (resistencia, inductancia, capacitancia y conductancia), que están sujetas a variaciones con el ambiente físico como temperatura, humedad y tensión mecánica, y que dependen de las variaciones en la fabricación.



Línea de Transmisión de Cables Gemelos: Los cables gemelos son otra forma de línea de transmisión para un

conductor paralelo de dos cables. Los cables gemelos frecuentemente son llamados cable de cinta.

Los cables gemelos esencialmente son igual que una línea de transmisión de cable abierto, excepto que los espaciadores que están entre los dos conductores se reemplazan con un dieléctrico sólido continuo. Esto

50

asegura los espacios uniformes a lo largo de todo el cable, es una característica deseable. Típicamente, la distancia entre los dos conductores es de 5/16 de pulgada, para el cable de transmisión de televisión. Los materiales dieléctricos más comunes son el teflón y el polietileno.



Línea de Transmisión Coaxial o Concéntrica: Las líneas de transmisión de conductores paralelos son apropiadas para

las aplicaciones de baja frecuencia. Sin embargo, en las frecuencias altas, sus pérdidas por radiación y pérdidas dieléctricas, así como su susceptibilidad a la interferencia externa son excesivas.

Los conductores coaxiales se utilizan extensamente, para aplicaciones de alta frecuencia, para reducir las pérdidas y para aislar las trayectorias de transmisión. El cable coaxial básico consiste de un conductor central rodeado por un conductor exterior concéntrico (distancia uniforme del centro).

A frecuencias de operación relativamente altas, el conductor coaxial externo proporciona una excelente protección más baja, el uso de la protección no es costeable. Además el conductor externo de un cable coaxial generalmente está unido a tierra, lo que limita su uso a las aplicaciones desbalanceadas.

Esencialmente, hay dos tipos de cables coaxiales: líneas rígidas llena de aire y líneas sólidas flexibles, En una línea coaxial rígida de aire, el conductor central está rodeado de forma coaxial por un conductor externo tubular y el material aislante es el aire. El conductor externo físicamente está aislado y

51

separado del conductor central por un espaciador, que generalmente está hecho de Pirex, poliestireno, o algún otro material no conductivo.

En un cable coaxial sólido flexible, el conductor externo estará trenzado, es flexible y coaxial al conductor central. El material aislante es un material de poliestireno sólido no conductivo que proporciona soporte, así como aislamiento eléctrico entre el conductor interno y externo. El conductor interno es un cable de cobre flexible que puede ser sólido o hueco. Los cables coaxiales rígidos llenos de aire son relativamente caros en su fabricación, y el aislante de aire debe de estar relativamente libre de humedad para minimizar las pérdidas.

Los cables coaxiales son relativamente inmunes a la radiación externa, ellos en sí irradian muy poca, y pueden operar a frecuencias más altas que sus contrapartes de cables paralelos. Las desventajas básicas de las líneas de transmisión coaxial es que son caras y tienen que utilizarse en el modo desbalanceado.

5.1.1.2. Parámetros de una Línea de Transmisión 

Resistencia en Serie de la Línea: (R)

Existe pérdida de potencia a medida que las corrientes de línea fluyen por los conductores. La resistencia distribuida de la línea es una medida de la pérdida de potencia en la unidad de longitud de la línea y por unidad de corriente.

Virtualmente todas las líneas de transmisión de potencia aéreas utilizan conductores desnudos de aluminio, debido a su economía, propiedades de

52

buena conducción eléctrica y poco peso. Algunos diseños incluyen un cable de acero o aleación metálica en el centro, para asegurar alta resistencia a la tracción, cubierta por un cable de aluminio trenzado para alta conductividad eléctrica. Los conductores tipo más usados son:  AAC - Conductor totalmente aluminio.  AAAC - Conductor totalmente Aleación de Aluminio.  ACSR - Conductor de Aluminio y Acero Reforzado.  ACAR - Conductor de Aleación de Aluminio Reforzado.

Estos conductores se clasifican de acuerdo al área de su sección transversal, frecuentemente se dan en “Circular Mils” (área de un circuito con diámetro de 10-3 pulgadas). Los cálculos o mediciones de la resistencia del conductor parecen sencillos, sin embargo, hay varios efectos que complican el problema y los más importantes son: la temperatura, efecto piel (muy peculiar) y espiralización.

La resistencia de un conductor de material uniforme y área de sección transversal, se expresa por: 𝑅𝑑𝑐 =

𝜌.𝑙 𝐴

[]

(Ec. 2.1)

Dónde: Rdc: Resistencia en corriente continua del conductor en Ohms. : Resistividad del conductor en -m (2.83x10-8-m, para conductor de aluminio a 20oC). 𝑙: Longitud del Conductor en m. A: Área Transversal del conductor en m2.

53

Resistencia de perdidas es normalmente despreciable para la mayor parte de los cálculos y es muy difícil hallar su valor debido a su dependencia con el medio ambiente y el clima de la zona donde se encuentre la línea. Esta resistencia representa el efecto combinado de todas las trayectorias posibles desde la falla hasta tierra. 

Inductancia en Serie de la Línea: (L)

La inductancia en serie de una línea de transmisión es la auto inductancia de la línea debido al campo magnético, ya que este forma lazos cerrados que encierran el circuito, mientras las líneas de flujo eléctrico tienen su origen en las cargas positivas de un conductor y terminan en las cargas negativas del otro conductor.

La inductancia de una línea de transmisión se calcula como enlaces de flujo por amperios. La inductancia de una línea monofásica de dos conductores se expresa por: 𝜇

𝐿 = 4𝜋0 [1 + 4 ln (

𝑑−𝑟 𝑟

)] [𝐻/𝑚]

(Ec. 2.2)

Dónde: d: Distancia entre los centros de los conductores. r: Radio de los conductores. 𝜇0 : Constante de permeabilidad relativa del aire. Cuando se realiza un análisis de flujo de carga y desequilibrios en sistemas trifásicos es normal considerar solamente con un ajuste angular apropiado para las otras dos, se utilizan por consiguiente tensiones de fase y las conductancias e inductancias son las de fase equivalente o valores de línea

54

respecto al neutro. En el caso de líneas trifásicas con disposición equilátera (igual separación entre las tres fases) se utilizan inductancia y capacitancia con respecto al neutro hipotético y puede demostrarse que esta inductancia es la mitad de la inductancia de la línea monofásica, es decir, la inductancia de un solo conductor, queda expresado entonces por: 𝜇

𝐿 = 8𝜋0 [1 + 4 ln (



𝑑−𝑟 𝑟

)] [𝐻/𝑚]

(Ec. 2.3)

Conductancia en Paralelo de la Línea: (G) Es una representación de las pérdidas que son proporcionales al

cuadrado de la tensión entre los conductores o al cuadrado del campo eléctrico en el mundo. Generalmente G representa una pérdida interna molecular de los materiales aislantes eléctricos. La conductancia distribuida de la línea es una medida de esta perdida, en la unidad de longitud de la línea por unidad de voltaje.

En algunos cálculos eléctricos se emplea en inverso de la resistencia, por lo tanto la conductancia viene expresada por: 𝐺 = 1/𝑅[𝑆]

(Ec. 2.4)

La unidad de la conductancia es Siemens, cuyo símbolo es S. Aun puede encontrarse en ciertas obras la denominación antigua de esta unidad, mho.



Capacitancia en Paralelo de la Línea: (C) La capacitancia de una línea de transmisión es el resultado de la

diferencia de potencial entre los conductores y origina que estos se carguen

55

de la misma forma que las placas de un capacitor cuando existe una diferencia de potencial entre ellas. La capacitancia entre conductores paralelos es una constante que depende del tamaño y espaciamiento entre ellos. El defecto de la capacitancia puede ser pequeño y muchas veces se desprecia de líneas de potencia menores a 80Km. de longitud, para líneas de transmisión más largas este parámetro toma mayor importancia.

La capacitancia de una línea monofásica se expresa por: 𝐶=

2𝜋𝜖0 𝑑−𝑟 ) 𝑟

ln(

𝐹

[ ]

(Ec. 2.5)

𝑚

Dónde: 𝜀0: Constante de permitibilidad eléctrica del aire Cuando se tienen conductores trifásicos igualmente espaciados la capacitancia de cada línea respecto al neutro hipotético, es el doble que la correspondiente a un circuito de dos conductores, es decir: 2𝜋𝜀

0 [𝐹/𝑚](𝑑 >> 𝑟) 𝐶 = ln(𝑑/𝑟)

(Ec. 2.6)

2.2.7. Subestaciones Eléctricas

De acuerdo a las normas del operador de subestación de C.A.D.A.F.E. (1995); una subestación de electricidad no es más que una instalación que es utilizada para reducir o elevar los niveles de voltaje provenientes de grandes centros de generación de energía eléctrica, para realizar interconexiones, de líneas

de

transmisión,

circuitos

de

generación,

alimentadores

transformadores, en el sistema o para realizar derivaciones de circuitos.

o

56

Para elevar o disminuir los niveles de energía eléctrica, a las subestaciones se les incorporan equipos que facilitan las maniobras y la distribución de electricidad, por ejemplo transformadores de potencia, transformadores de medida (potencial y corriente), barras, seccionadores, disyuntores, pórticos, servicios auxiliares, celdas, equipos de relés, equipos de comunicaciones y protección, entre otros. La idea fundamental de estas, es la de proporcionar un servicio óptimo, garantizando la confiabilidad, flexibilidad y continuidad del servicio.

Las subestaciones eléctricas de acuerdo al nivel de tensión, potencia, objetivo y tipo de servicio que prestan, se pueden clasificar en: 

Subestaciones elevadoras: Se usan normalmente en las centrales eléctricas cuando se trata de elevar los niveles de voltajes de generación a valores de voltajes de transmisión.



Subestaciones Reductoras: Estación de transformación en la cual la potencia que sale de los transformadores tiene una tensión más baja que la potencia de entrada, en estas subestaciones se reducen los voltajes de transmisión a niveles de subtransmisión o de distribución.



Subestaciones de Enlace: la utilización de estas subestaciones es con el fin de brindar mayor flexibilidad de operación para incrementar la continuidad del servicio y así la confiabilidad a los sistemas eléctricos.



Subestaciones en Anillo: se usan generalmente en los sistemas de distribución para interconectar subestaciones que a su vez están interconectadas con otras subestaciones.



Subestaciones Radiales: son aquellas que tienen un solo punto de alimentación y no se interconectan con otras subestaciones.

57



Subestaciones de Intercambio: en estas instalaciones no se modifica el nivel de voltaje, solo se realizan operaciones de maniobras (conexión y desconexión).

El objetivo a cumplir por una subestación es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión están ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso a líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión.

Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esa forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario.

Los niveles de voltaje para su aplicación e interpretación se consideran conforme lo indican las tarifas para la venta de energía eléctrica en su sección de aspectos generales, siendo: 

Bajo Voltaje: 120, 208, 220, 440, 460 y 600 V.



Medio Voltaje: 4.8, 6.9, 8, 12,47 y 13.8 kV



Alto Voltaje: 24, 30, 34.5, 69, 115, 138, 230 y 400 kV



Extra Alto Voltaje: 800 kV

En transmisión se utiliza: 115, 138, 230, 400 y 800 kV.

58

5.1.1.3. Subestaciones Eléctricas Normalizadas por CORPOELEC

El principal objetivo de la normalización de Subestaciones es el de cubrir las necesidades de las unidades de la empresa que tienen relación con ese tipo de instalaciones de alta tensión. Las Subestaciones normalizadas por CORPOELEC son: 

Subestaciones Tipo Nodal III D: Es una subestación de interconexión y se caracteriza por poder recibir un máximo de dos líneas de transmisión a 115 kV y reducir voltaje a los niveles de 34,5 kV y 13,8 kV. Se utiliza en zonas relativamente de baja densidad de carga.



Subestación Tipo Nodal 115 TD: Este tipo de subestación es usada cuando existe una interconexión a 115 kV Puede recibir un máximo de cinco líneas de 115 kV reduciendo así los voltajes de subtransmisión y distribución de 34.5 kV y 13,8 kV pudiendo derivar hasta un total de doce líneas de 13,8 kV y ocho salidas de líneas de 34,5 kV.



Subestación Tipo Nodal 230 T: Se usa generalmente para interconectar líneas de 230 kV y 115 kV este tipo de subestaciones puede recibir un máximo de seis líneas de 230 kV y ocho líneas de 115 kV En 34,5 kV tiene capacidad para ocho salidas de líneas y en 13,8 kV hasta diez salidas de líneas. El diseño de esta subestación permite su uso en una primera etapa como subestación de interconexión a 115 kV.



Subestación Tipo Nodal 400 T: Se usa para intercambiar en 400 kV y 230 kV puede recibir un máximo de seis líneas a 400 kV y 10 líneas a 230 kV En este tipo de Subestaciones la mayoría de las veces se diseña

59

un módulo de 400 kV y un módulo de 230 kV que obedece a los mismos conceptos pero con diferentes dimensiones, esto permite que la subestación trabaje con salidas diferentes en diferentes direcciones en forma tal que combinando varios módulos de diversas maneras se logran obtener alternativas muy similares, sin embargo reciben las más variadas combinaciones de orientaciones de líneas. 

Subestación Tipo Nodal 800 T: Esta subestación es la de mayor tamaño y envergadura. Se usa para interconectar las líneas con niveles de voltaje de 800 kV, 400 kV y 230 kV; a esta subestación se prevé que no lleguen más de ocho líneas de 800 kV, se prevén seis líneas dejando la posibilidad de llegar a un máximo de ocho líneas. En 230 kV se prevén hasta doce salidas de líneas. Los patios de 400 kV y 230 kV siguen el diseño básico de la subestación normalizada 400T, con la diferencia que se han añadido seccionadores de las salidas de líneas y autotransformadores para darles la mayor flexibilidad al esquema. El patio de 800 kV también posee un esquema de disyuntor y medio con tres niveles de barra. Así como otro tipo de subestaciones, está prevista su construcción en etapas.



Subestación de Tipo Radial II: Son diseñadas con el objetivo fundamental de suministrar energía a zonas cuyo índice de desarrollo permite asegurar que en un futuro no habrán interconexiones, o para dar servicios a zonas industriales medianamente pesadas. El diseño de este

tipo

de

subestaciones

no

permite

su

utilización

como

subestaciones de interconexión. Existen dos alternativas de selección como la son las correspondientes al uso de transformaciones de 115/34.5 kV o 115/13.8 kV.

60



Subestación Tipo Radial 115 D: Al igual que la subestación Radial II, no se permite su uso como subestaciones de interconexión, posee una llegada de línea en 115 kV y una salida de línea de 115 kV. El patio de 34.5 kV posee una barra principal seccionada y barra de transferencia con un máximo de ocho salidas de líneas en 34.5 kV. En 13.8 kV puede tener hasta 10 salidas de líneas.

5.1.1.4. Esquema de barras de las Subestaciones normalizadas por CORPOELEC

Un esquema de Barras, es la disposición que presentan las barras o juegos de barras por niveles de tensión y que ofrecen mayor o menor nivel de flexibilidad en una subestación eléctrica. Existen varios arreglos de barras para satisfacer los requerimientos de flexibilidad y confiabilidad en las operaciones dentro de los esquemas existentes en las subestaciones de CORPOELEC se tiene: 

Esquema de Barra Simple Está conformado por una sola barra continua a la cual se conectan

directamente los diferentes tramos de la subestación. En la fig. 2.2 se muestra el esquema de barra simple.

Utilización: 

Áreas donde los cortes de servicio afectan a cargas poco importantes.



En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Radial I, Radial II y Nodal III.

61

Ventajas: 

Fácil operación e Instalación simple.



Costo reducido.



Requiere poco espacio físico para su construcción.



Mínima compilación en la conexión de los equipos y el esquema de protecciones.

Desventajas: 

No existe flexibilidad en las operaciones (El mantenimiento de un disyuntor exige la salida completa del tramo involucrado).



Una falla en la barra interrumpe el servicio totalmente.



Las ampliaciones de la barra exigen la salida de la subestación en su totalidad.

Figura 2.2. Esquema de Barra Simple Fuente: http://jaimevp.tripod.com/Electricidad/Esquema_ Barras_en_SE.HTM 

Esquema de Barra Seccionada por un Disyuntor Está constituido por dos (2) barras principales, con posibilidad de

acoplamiento entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados.

62

En la Figura 2.3,

se muestra en esquema de barra seccionada por un

disyuntor. Utilización: 

En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Nodal III con acoplador de barra.

Ventajas: 

Mayor continuidad del servicio.



Fácil mantenimiento de los tramos conectados a la barra.



Requiere poco espacio físico para su construcción.



Para fallas en la barra, queda fuera de servicio al tramo de la sección de la barra afectada.

Desventajas: 

Falla en barra puede originar racionamiento.



El mantenimiento de un disyuntor deja fuera de servicio el tramo al cual está asociado.

Figura 2.3. Esquema de Barra Seccionada por un Disyuntor Fuente: http://jaimevp.tripod.com/Electricidad/Esquema_ Barras_en_SE.HTM

63



Esquema de Barra Simple con Seccionadores en Derivación (Bypass) Similar al esquema de barra simple, y difieren en que los tramos tienen

adicionalmente un seccionador en derivación (By-Pass). En la Figura 2.4 se observa el esquema de Barra Simple con Seccionadores en Derivación. Utilización:



En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Radial II.

Ventajas:



Similar al esquema de barra simple, pero permite realizar labores de mantenimiento en los tramos sin interrumpir el servicio, a través del seccionador en derivación (By-Pass).



Requiere poco espacio físico para su construcción.

Desventajas:



Falla en barra interrumpe totalmente el suministro de energía.



Las ampliaciones de barra exigen la salida de la subestación en su totalidad.

Figura 2.4. Esquema de Barra Simple con Seccionadores en Derivación Fuente: http://jaimevp.tripod.com

64



Esquema de Barra Doble (Mixta) Está constituido por dos (2) barras principales, las cuales se acoplan

entre sí mediante un disyuntor y sus seccionadores asociados. En la Figura 2.5, se observa el esquema de barra Doble (Mixta). Utilización:



En las instalaciones relacionadas directamente con la red troncal del sistema interconectado.

Ventajas:



Las labores de mantenimiento pueden ser realizadas sin interrupción del servicio.



Facilita el mantenimiento de seccionadores de barra, afectando únicamente el tramo asociado.

Desventajas:



La realización del mantenimiento en un disyuntor de un tramo, requiere la salida del tramo correspondiente.



Requiere de gran espacio físico para su construcción.

Figura 2.5. Esquema de Barra Doble (Mixta) Fuente: http://jaimevp.tripod.com

65



Esquema de Barra Principal y Transferencia Está constituido por una barra principal y una de transferencia, que

permita la transferencia de tramos. En la Figura 2.6, se muestra la representación del esquema de Barra Principal y Transferencia. Utilización:



En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Nodal I y Nodal II.

Ventajas:



Permite la transferencia de carga de un tramo, durante el mantenimiento del disyuntor correspondiente.



Facilita el mantenimiento de seccionadores de línea y transferencia, afectando únicamente el tramo asociado.



Requiere de poco espacio físico para su construcción.

Desventajas:



Para la realización del mantenimiento de la barra y los seccionadores asociados, es necesario desenergizar totalmente la barra.

Figura 2.6. Esquema de Barra Principal y Transferencia. Fuente: http://jaimevp.tripod.com

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

Esquema de Barra Doble con Disyuntor y Medio de Salida Constituido por dos (2) barras principales interconectadas a través de dos

(2) tramos de disyuntor y medio (1-1/2) a los cuales las salidas están conectadas. En la Figura 2.7, se muestra el esquema de barra doble con disyuntor y medio de salida. Utilización:



En el diseño normalizado de las subestaciones tipo: Nodal 400 T.

Ventajas:



No necesita tramo de enlace de barra.



El mantenimiento de un disyuntor se puede realizas sin sacar de servicio el tramo correspondiente.

Desventajas:



Para la realización del mantenimiento de los seccionadores conectados directamente al tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.



Requiere gran espacio físico para su construcción.

Figura 2.7. Esquema de Barra Doble con Disyuntor y Medio de Salida. Fuente: http://jaimevp.tripod.com

67

2.2.8. Transformador de Potencia

Es una máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir el voltaje en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. Funciona según el principio de inducción mutua entre dos o más bobinas arrolladas alrededor de un mismo núcleo de material ferromagnético. La única conexión entre las bobinas la constituye el flujo magnético común que se establece en el núcleo. Su principio de operación consiste en aplicar una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, las variaciones de intensidad y el sentido de la corriente alterna producirán un campo magnético variable dependiendo de la frecuencia de la corriente. Este campo magnético variable originara, por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza electromotriz en los extremos del devanado del secundario. La relación entre la fuerza electromotriz inductora (Ep) aplicada al devanado primario y la fuerza electromotriz inducida (Es), es obtenida en el secundario; es directamente proporcional al número de aspiras de los devanados primarios y secundarios. En la Figura 2.8, se muestra una vista de un transformador de potencia.

Figura 2.8. Transformador de Potencia Fuente: http://www.cnville.com/ProDetails_317-2790.html

68

La razón de transformación del voltaje entre el bobinado primario y el secundario depende de los números de vuelta que tenga cada uno, esta relación se representa en la siguiente ecuación.

𝑅𝑇 =

𝑁𝑝 𝑁𝑠

=

𝑉𝑝 𝑉𝑠

𝐼

= 𝐼𝑠

𝑝

(Ec. 2.7)

De acuerdo a lo anterior, si el número de vueltas del secundario es el triple del primario, en el secundario habrá el triple de voltaje. Esta particularidad se utiliza en la red de transporte de energía eléctrica, al poder efectuar el transporte a altas tensiones y pequeñas intensidades, se disminuyen las perdidas por el efecto Joule y se minimiza el costo de los conductores.

Ahora bien, como la potencia aplicada en el primario, en el caso de un transformador ideal, debe ser igual a la obtenida en el secundario, el producto de la fuerza electromotriz por la intensidad (Potencia) debe ser constante. La siguiente Figura 2.9, representa a un circuito equivalente del transformador de potencia.Fuente: http://www.labc.usb.ve/paginas/mgimenez/Ec1181ele/Material/Trasformadores/Transformador.PDF

Figura 2.9. Circuito equivalente de un transformador de Potencia. Fuente: Madriz, 2010.

69

5.1.1.5. Tipos de Transformadores 

Transformador Tipo Seco: Los transformadores tipo seco de uso general son equipos diseñados para colocarse cerca de los centros de carga para mejorar la regulación del voltaje en instalaciones industriales, comerciales y residenciales; y obtener los más altos niveles de eficiencia. Este tipo de transformador carece de aceite aislante, es decir, su parte dieléctrica está constituida por los bushings o aisladores pasatapas, el aislamiento entre bobinas y el existente entre las láminas del núcleo; por lo tanto, estos deben ser colocados en sitios interiores ventilados, donde el aire sea capaz de reducir la temperatura de los devanados cuando el equipo este energizado.



Transformador Sumergido en Aceite: Este tipo de transformadores usan aceite mineral como refrigerante y como medio de aislamiento. Los transformadores auto-refrigerados deben tener un espacio adecuado entre cada unidad (dos o tres pies) para garantizar la libre circulación del aire, el cual debe estar libre de polvo, seco, no corrosivo y no debe contener ningún contaminante detrimente.

5.1.1.6. Pérdidas en los Transformadores y Autotransformadores

La transferencia de potencia en estos equipos no es ideal (no son 100% eficientes), ya que existen perdidas en el devanado y en el núcleo, que son disipadas en calor. Las pérdidas en los devanados se dan por las resistencias del material (cobre) y es proporcional al cuadrado de la corriente, mientras que las pérdidas en el núcleo se dan en el hierro y está compuesta en pérdidas por histéresis magnética, que son las energías necesarias por el núcleo para

70

mantener el campo magnético y por corrientes parasitas, que son generadas por la circulación de corrientes inducidas en el núcleo (hierro).

2.2.9. Capacidad de Carga de los Equipos

Las capacidades de cargas o regímenes de trabajo de los equipos que conforman el Sistema Eléctrico de Potencia dependen de la duración del evento especificado y de los lineamientos generales seguidos por CORPOELEC con relación a la perdida de vida útil de dichos equipos al ser sometidos a determinadas condiciones de operación. Para las diferentes y variadas condiciones de operación del sistema, se requieren valores normales y de emergencia de las capacidades de carga de los equipos. La capacidad de carga se clasifica en: 

Capacidad de Carga Normal: Estos valores de capacidad de carga de os equipos son una guía para operación normal.



Capacidad de Carga en emergencia: Se aplicaran cuando durante la operación en condiciones normales, se produce la salida forzada de un equipo de generación, transmisión o subestación. También se aplicaran en aquellas condiciones de operación del sistema que requieran de la utilización de estas capacidades de emergencias, como en los casos de mantenimiento programado, reemplazo de dispositivos, retrasos de obras, entre otros.



Capacidad de Carga de Muy Corta Duración (No Mayor de 60 Seg): este régimen es para condiciones de carga que decaen muy rápidamente y sirven para la operación del equipo en el intervalo de

71

tiempo correspondiente a las primeras oscilaciones inmediatamente después de la salida repentina de un generador, línea de transmisión o desconexión de carga. Las capacidades de carga de muy corta duración deben ser utilizadas solamente cuando se requiera en casos muy especiales debido a los altos riesgos en la perdida de vida útil de los equipos durante estos periodos. 

Capacidad de carga de 30 min: este régimen es para condiciones de carga continua durante 30 min y sirve para la operación del equipo durante el tiempo necesario, realizar las operaciones requeridas, aumentar la entrega de generación de reserva o para realizar las maniobras necesarias con el fin de eliminar sobrecargas en subestaciones atendidas o subestaciones equipadas.



Capacidad de carga de 4 horas: Este régimen es para condiciones de carga continua durante 4 horas y sirve para la operación del equipo durante el tiempo necesario, el arranque de unidades de generación con el fin de eliminar sobrecargas durante periodos sucesivo de demanda pico, y para realizar las maniobras necesarias cuando se debe enviar un operador a una subestación no atendida.



Capacidad de carga de 1 día: Este régimen es a factores de carga normales y sirve para la operación del equipo durante el tiempo que tomen las salidas forzadas de ciertos equipos que pueden entrar de nuevo en servicio en el plazo de 1 día.



Capacidad de Carga de una (1) semana: Este régimen es a factores de cargas normales y sirve para la operación del equipo durante el tiempo

72

necesario

cuando

ocurran

ciertas

contingencias

múltiples

de

generación, y para la reubicación y sustitución de transformadores que no tomen más de una (1) semana. 

Capacidad de Carga de un Mes: Este régimen es a factores de carga normales y sirve para la operación del equipo durante el tiempo necesario para la reubicación y sustitución de transformadores de extra alta tensión. Fuente: Manual instructivo de manejo y capacidad de carga de equipos, CORPOELEC, p. 13-42.

5.1.1.7. Criterio de Capacidad Firme de Subestaciones

Se debe lograr que el tiempo de interrupción en el servicio eléctrico, causado por la falla de un transformador de una subestación de distribución, sea lo más corto posible. Esto se logra estableciendo el siguiente criterio de capacidad firme: “La capacidad firme de una subestación de distribución, o de un grupo de subestaciones, debe ser tal que con un transformador fuera de servicio aún sea posible alimentar toda la demanda o un porcentaje considerable de ella”.

Se acepta comúnmente que un transformador de potencia pueda alimentar, durante cierto tiempo, una demanda pico correspondiente al 130% de su capacidad nominal sin sufrir una disminución importante en su esperanza de vida. Según la norma ANSI 57.92, 1992 apéndice C, un transformador de potencia con una temperatura ambiente de 35 C, con una carga previa al pico de demanda al 70% de su capacidad nominal y una duración del pico de carga de ocho horas al 130% de su capacidad nominal,

73

sufre una pérdida de vida del 1%. De acuerdo con esto, la capacidad firme de una subestación viene expresada por: 𝐶𝑓 [𝑀𝑉𝐴] = 1.3∗ (𝑁𝑡 − 1)∗

(Ec. 2.8)

Donde P es la capacidad nominal de un transformador (MVA) y Nt es el número de unidades de transformación en la subestación.

Las subestaciones aisladas, con un solo transformador, no tienen capacidad firme. No tiene caso instalar más de cuatro transformadores en una subestación, puesto que con cinco transformadores instalados la capacidad firme resulta mayor que la nominal. La siguiente tabla indica la demanda en MVA que puede ser alimentada continuamente (Ssf) por una subestación cuando una de sus unidades transformadoras falla.

Tabla 2.2. Porcentaje de Demanda Alimentada Continuamente por una Subestación en caso de fallar un transformador. (CORPOELEC). N de Transformadores Ssf Instalados 1

0.0

2

65.0

3

86.7

4

97.5

En subestaciones de dos o tres transformadores, suponiendo que cada subestación tiene una o dos subestaciones vecinas, la carga alimentada en condiciones normales puede ser llevada hasta la capacidad nominal de la subestación realizando transferencia de cargas, dependiendo de las circunstancias particulares de cada caso.

74

En subestaciones de cuatro transformadores el criterio de capacidad firme, propio de la subestación, permite la alimentación de una carga igual al 97,5% de la capacidad nominal de la subestación y se puede decir que la subestación es autosuficiente desde el punto de vista de capacidad firme.

2.2.10. Plantas Termoeléctricas

Una planta termoeléctrica o central térmica es una instalación empleada para la generación de energía eléctrica a partir de energía liberada en forma de calor, normalmente mediante la combustión de combustibles fósiles como petróleo, gas natural o carbón. Este calor es empleado por un ciclo termodinámico convencional para mover un alternador y producir energía eléctrica.

5.1.1.8. Componentes de una planta termoeléctrica 

Turbogenerador: En él tiene lugar las siguientes conversiones de energías: energía calorífica del vapor a energía cinética en las toberas de la turbina, la energía cinética del vapor a energía mecánica en los alabes, la que se recoge en la flecha de la turbina, por último la energía mecánica a energía eléctrica, de la flecha al embobinado del generador.



Generador de vapor: El término de generador de vapor o caldera se aplica normalmente a un dispositivo que genera vapor para producir energía, para procesos o dispositivos de calentamiento. Las calderas se diseñan para transmitir calor de una fuente externa de combustión a un fluido (agua) contenido dentro de ella.

75



Condensador: La condensación del vapor de escape de la turbina se efectúa en el condensador, además de la extracción de unos gases incompensables.



Torres de enfriamiento: las torres de enfriamiento son dispositivos de enfriamiento artificial de agua. Se clasifican como cambiadores de calor entre un volumen en circuito cerrado de agua y aire atmosférico. Básicamente las torres de enfriamiento son cambiadores de calor de mezcla efectuando la transmisión de calor por cambio de sustancia y convección entre los medios. El agua sede calor al aire sobre todo por evaporación, lo hace también por convección pero en forma secundaria.



Bombas: De acuerdo con el mecanismo que mueve el flujo, las bombas se clasifican en: centrifugas, rotatorias y alternativas.



Cambiadores de Calor: Después de la resistencia de los materiales, los problemas que involucran flujo de calor no son el más importante en la ingeniería. El calor se transfiere mediante aparatos llamados cambiadores de calor; los principales de estos equipos son: calentadores de agua de alimentación, calentadores de combustibles, generador de vapor/vapor, evaporadores, enfriadores de agua, enfriadores de aceite, enfriadores de hidrogeno, condensador y generador de vapor.



Tanque: los códigos o normas sobre diseño de recipientes o tanques tienen como objeto principal que la fabricación se haga con la seguridad requerida a una economía razonable. Todos los tanques estarán

76

provistos con los aditamentos necesarios para cumplir con su funcionamiento y los reglamentos de seguridad. Uso de los tanques; almacenamiento de condensado, servicio diario de aceite combustible, almacenamiento de aceite combustible, de agua desmineralizada o evaporada, de agua cruda, servicio de aceite ligero, tanque para columna de agua de enfriamiento y tanque de mezcla de sustancia. 

Compresor de aire: el aire comprimido se utiliza en las plantas termoeléctricas para instrumentos, control, servicio, sopladores de la caldera y subestación eléctrica.



Tratamiento y supervisión de agua: la alimentación de agua a la caldera constituye, desde el punto de vista químico, uno de los principales problemas de operación: influencia en la confiabilidad decisiva. En las plantas termoeléctricas, la alimentación a la caldera es principalmente de condensado de la turbina (alrededor de 95 a 99%); las perdidas por purgas, fugas de vapor y condensado, atomización de combustible, etc., deben compensarse con agua de repuesto cuyo volumen varia de 1 a 5%. El agua de repuesto proviene de fuentes naturales de superficie o fosos profundos; en ninguno de los dos casos se encuentra en estado puro.



Tuberías y Aislamientos: la aplicación de tuberías en plantas termoeléctricas y nucleares, refinerías y plantas químicas, se basa normalmente en idénticas (o muy similares) consideraciones de diseños. En su construcción se usan materiales de las mismas propiedades físicas y mecánicas, composición química y estructura metalúrgica; los procesos de fabricación como doblado, formado,

77

soldado y tratamiento térmico involucran procedimientos idénticos que no dependen de la aplicación, si no de la calidad final deseada.

5.1.1.9. Tipos de Plantas Termoeléctricas en Venezuela según el Tipo de Tecnología 

Plantas con Turbinas a Vapor: Se queman combustibles fósiles, con el calor generado se hierve un fluido (agua), y se hace pasar el vapor/gas resultante por una turbina. El vapor/gas mueve a la turbina, y la turbina al girar produce energía eléctrica. Luego el vapor/gas se condensa y se lo manda al tanque para ser nuevamente calentado mediante la quema de combustibles, y así sucesivamente, como puede observarse en la Figura 2.10. Ejemplo: Complejo generador Josefa Camejo, Estado Vargas, mostrada en la Figura 2.11.

Figura 2.10. Esquema de Central Termoeléctrica con turbina de Vapor. Fuente: http://tecnoblogsanmartin.wordpress.com/tag/central/

78

Figura 2.11. Esquema de Central Termoeléctrica con turbina de Vapor. 

Plantas de Ciclo Combinado: Utiliza turbina a gas (TG) y turbinas a vapor (TV), normalmente 2 son TG y 1 es TV, sumando un total de 3 turbinas, que se observa en la Figura 2.12, este esquema puede operar en una primera fase con dos turbinas a gas, lo que se conoce como ciclo abierto. Ejemplo: Termo Zulia I, Estado Zulia, mostrada en la Figura 2.13.

Figura 2.12. Esquema de Planta de Ciclo Combinado Fuente:http://boj.pntic.mec.es/jmanga/datos/recursos_e_s_o_/tecnolog_a/eje rcicios_interactivos/energ_a/completar_ciclo_combinado.htm

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Figura 2.13. Planta Termo Zulia I, Estado Zulia Fuente: http://www.mppee.gob.ve/inicio/obras-yproyectos/obras/fichas/planta-elctrica-termozulia---rehabilitacin-de-la-unidadtz05 2.2.11. Funcionamiento de una Planta Termoeléctrica con Turbina a Vapor

Todas las centrales térmicas siguen un ciclo de producción de vapor destinado al accionamiento de las turbinas que mueven el rotor del alternador, sus fases son las siguientes:

1.

Se calienta el agua líquida que ha sido bombeada hasta un serpentín de calentamiento (sistema de tuberías). El calentamiento de agua se produce gracias a una caldera que obtiene energía de la combustión del combustible (carbón pulverizado, fuel o gas).

2.

El agua líquida pasa a transformarse en vapor; este vapor es húmedo y poco energético.

80

3.

Se sobrecalienta el vapor que se vuelve seco, hasta altas temperaturas y presiones.

4.

El vapor sobrecalentado pasa por un sistema de conducción y se libera hasta una turbina, provocando su movimiento a gran velocidad, es decir, generamos energía mecánica.

5.

La turbina está acoplada a un alternador solidariamente que, finalmente, produce la energía eléctrica.

6.

En esta etapa final, el vapor se enfría, se condensa y regresa al estado líquido. La instalación donde se produce la condensación se llama condensador. El agua líquida forma parte de un circuito cerrado y volverá otra vez a la caldera, previo calentamiento. La corriente eléctrica se genera a unos 20.000 voltios de tensión y se pasa a los transformadores para elevar la tensión hasta unos 400.000 voltios, para su traslado hasta los puntos de consumo.

NOTA: 

Si la central térmica es de carbón, éste se almacena a medida que llega de la mina y se traslada por medio de una cinta transportadora hasta la tolva, de donde se pasa a un molino en el que se tritura hasta quedar convertido en polvo fino que arde más fácilmente. A continuación se mezcla con aire precalentado y se introduce en la caldera.



Si el combustible empleado es fuel, éste se almacena en depósitos a medida que llega de la refinería y tras ser calentado, se conduce desde ellos a la caldera.

81



Si la central térmica es de gas, éste pasa de los tanques de almacenamiento

a

la

caldera,

experimentando

también

un

calentamiento previo.

2.2.12. Funcionamiento

de

una

Planta

Termoeléctrica

de

Ciclo

Combinado

Una Central Térmica de Ciclo Combinado se basa en una turbina de gas y en el posterior aprovechamiento del calor residual a través de un ciclo de vapor. Una turbina de gas funciona mediante calentamiento por combustión del aire comprimido por un compresor, acoplado a la propia turbina (Ciclo Brayton). Al expandirse los gases en la turbina se produce un trabajo que es convertido en energía eléctrica por el alternador. El combustible principal es, en general, gas natural. Los gases que salen de la turbina de gas se encuentran a temperaturas superiores a los 600°C. Su calor es aprovechado en una caldera de recuperación para producir vapor que, a su vez, al ser expandido en una turbina de vapor produce trabajo que igualmente es convertido en energía eléctrica (Ciclo Rankine).

Esta combinación de ambos ciclos mediante la turbina de gas y la turbina de vapor, permite un mejor aprovechamiento del calor de combustión, obteniéndose un rendimiento global, en general, superior al 55%, mientras que en las centrales térmicas convencionales se consigue un 35%.

El equipamiento principal que incluyen las plantas de ciclo combinado es el siguiente:

82



Una o más Turbinas de Gas, que proporcionan 2/3 de la potencia total de la planta



Una o más Turbinas de Vapor, que proporcionan 1/3 de la potencia total de la planta.



Una o más Calderas de Recuperación de calor. Este equipo genera vapor de agua aprovechando la energía disponible en los gases de escape de la Turbina de Gas, el cual e expansiona en la turbina de vapor. En este tipo de instalaciones se dispone de una caldera de Recuperación por cada Turbina de Gas.



Estación medidora y reductora de la presión del gas natural.



Sistema de control basado en microprocesadores para la central.



Sistema de refrigeración cuyo fin último es condensar el vapor expansionado en la Turbina de Vapor de forma que el agua condensada pueda ser alimentada de nuevo en la Caldera de Recuperación.

2.2.13. Flujo de Carga

Un flujo de carga es el modo de expresar la solución de estado de régimen de una red en el lenguaje convencional de los sistemas de potencia. El flujo de carga consiste básicamente hacia dónde va la potencia en cada línea y transformador, y la magnitud del voltaje, el ángulo de fase del voltaje en cada barra del sistema bajo condiciones normales de operación, la potencia activa y reactiva que fluye en cada línea (Gomez, A. 2012).

83

Los estudios de flujo de carga son muy importantes para la planificación, control y operaciones de los sistemas existentes, así como para la planificación de expansiones futuras, ya que se trata de obtener una operación satisfactoria de los sistemas ante determinadas situaciones, tales como, aperturas de líneas, salidas de servicio de transformadores, perdida o disminución de generación, etc., asi como también se utiliza para evaluar el impacto de las interconexiones con otras redes, la incorporación de nuevas cargas, nuevas centrales generadoras o nuevas líneas de transmisión antes de que sean instaladas.

Las soluciones a los flujos de carga son relativamente de mucha complejidad, es por eso que en la actualidad (con el avance de la computación) se han desarrollado programas computacionales diseñados específicamente para la ejecución de cálculos usando métodos iterativos, en este caso se utiliza el programa DIgSilent Power Factory versión 14.0.510, el cual realiza iteraciones por el método Newton Raphson desacoplado y el Gauss-Seidel, para hacer los flujos de carga. (Stevenson, W. Grainger, J. 2001).

Realizar el flujo de carga para diferentes escenarios, requiere primeramente de una configuración del sistema eléctrico de potencia donde se especifiquen las características de cada uno de los componentes que lo integran, así como los niveles de tensión y el consumo de potencia de cada barra. El programa computacional se encarga de distribuir la potencia eléctrica en las ramas hasta que se alcanza un balance en el sistema, de acuerdo a las leyes de Kirchhoff. El análisis de flujo de carga, además de terminar el estado de los sistemas de potencia para ciertas condiciones dadas, sirve como base para varios tipos de estudio, tales como, estabilidad del sistema, arranque de motores y estudio de armónicos.

84

5.1.1.10. Aplicaciones de los estudios de Flujo de Carga

El rango de aplicación de los estudios de flujo de carga es amplio. Generalmente se usan para: 

Optimizar la generación.



Verificar y controlar el flujo de potencia activa y reactiva en cada elemento de la red.



Determinar los niveles de tensión en las barras.



Seleccionar adecuadamente las “taps” de los transformadores.



Determinar las pérdidas del sistema.



Determinar la operación de los componentes bajo condiciones de emergencia (contingencias).



Crear las bases para determinar la posibilidad de incorporar nuevos equipos al sistema.



Evaluar nuevas opciones para resolver deficiencias del sistema.

5.1.1.11. Criterios usados por la Gerencia de Planificación de Sistemas Eléctricos en los estudios de Flujo de Carga 

Las tensiones en todas las barras del sistema deben estar entre el 95% y el 100%.



La carga reactiva debe ser compensada a nivel de distribución a fin de ajustar el factor de potencia en el nivel de 115 kV a 0.9.



A los fines de poder compensar los niveles de transmisión, ha de tomarse en cuenta la efectividad de la compensación sobre el sistema, espacio disponible en las subestaciones, costos, otros.

85



Tanto para cargas máximas como para cargas mínimas, se reproducen los resultados del despacho optimo económico y en el mismo se toman en consideración las indisponibilidades de las maquinas.



La reserva rodante para el sistema será el 8% de la demanda más una potencia equivalente a la mayor carga en una unidad.



La reserva de área debe ser determinada por un análisis de la carga no desconectable, además de estudiarse el comportamiento dinámico del sistema.



Con la perdida de una línea ha de mantenerse en la subestación el 100% de la carga para el año horizonte.

2.2.14. Cortocircuito

Para De Oliveira, D. (2011) un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta llegar al punto de falla.

El objetivo de un estudio de cortocircuito es calcular el valor máximo de la corriente y su comportamiento durante el tiempo que permanece el cortocircuito. Esto permite determinar el valor de la corriente que debe interrumpirse y conocer el esfuerzo al que son sometidos los equipos durante el tiempo transcurrido desde que se presenta la falla hasta que se interrumpe la circulación de la corriente.

La capacidad de cortocircuito trifásico en una barra se define como raíz de tres (√3) veces el producto de la tensión de línea, previa a la falla en el

86

punto de falla, por la corriente de cortocircuito en dicho punto. Lo que da como resultado una potencia aparente.

𝑀𝑉𝐴𝑐𝑐(3∅) = √3 ∗ 𝑉(𝐿−𝐿)𝑃𝐹 ∗ 𝐼𝑐𝑐𝑃𝐹

(Ec. 2.9)

Dónde:

𝑉(𝐿−𝐿)𝑃𝐹 : Voltaje nominal de línea de la barra. 𝐼𝑐𝑐𝑃𝐹 : Corriente de cortocircuito. 5.1.1.12. Tipos de Cortocircuitos

De acuerdo con Mujal, R. (2002) existen los siguientes tipos de cortocircuitos: 

Cortocircuito Trifásico: Son los únicos cortocircuitos que se comportan como sistemas equilibrados, ya que todas las fases están afectadas por igual, las tensiones en el punto de cortocircuito, tanto si el circuito se cierra a través de tierra o si está aislado de ella, son nulas, presentando las intensidades igual módulo pero con ángulos desfasados 120°, es uno de los cortocircuitos más violentos y de obligado cálculo. Al ser un sistema equilibrado sólo será necesario utilizar la red de secuencia directa.



Cortocircuito bifásico sin contacto a tierra: Generalmente las corrientes iniciales simétricas de cortocircuito son menores que la del fallo trifásico, aunque si el cortocircuito se produce en las inmediaciones de máquinas síncronas o asíncronas de cierta potencia, las corrientes de esta falla pueden llegar a presentar valores incluso mayores que las del cortocircuito trifásico.

87

Al presentarse en dos de las tres fases del sistema este cortocircuito ya no es equilibrado, obligando a su cálculo la utilización tanto de la red de secuencia directa como la red de secuencia inversa. 

Cortocircuito bifásico con contacto a tierra: Dispone de las mismas características del cortocircuito bifásico sin contacto a tierra, pero en este caso, con pérdida de energía hacia tierra, es necesario considerar para este fallo, además de las redes de secuencia directa e inversa, la red de secuencia homopolar debido a la pérdida de energía.



Cortocircuito monofásico a tierra: Este es el cortocircuito más frecuente y violento, produciéndose con mayor frecuencia en redes rígidamente puestas a tierra, o mediante impedancias de bajo valor. Su cálculo es importante tanto por lo elevado de sus corrientes, como por su conexión a tierra, lo que permite calcular las fugas a tierra, las tensiones de contacto o de paso, o valorar las interferencias que estas corrientes puedan provocar. Para su cálculo al ser desequilibrado y con pérdida de energía, son necesarias las tres redes de secuencia.



Cortocircuito con doble contacto a tierra: En redes con neutro aislado o puestas a tierra con impedancia de alto valor, puede aparecer el doble contacto a tierra. Este cortocircuito presenta valores inferiores al resto de los cortocircuitos, si consideramos que es poco presente y que presenta mayor complejidad para su cálculo se entiende por qué es el más escasamente analizado.

5.1.1.13. Características de los cortocircuitos

Según Fuchs, E., (2011), las principales características de los cortocircuitos son las que se describen a continuación: 

Duración: autoextinguibles, transitorios y permanentes.



Localización: dentro o fuera de una máquina, un tablero o una instalación eléctrica.



Origen: 

Originado por efectos mecánicos (rotura de conductores, conexión eléctrica accidental entre los conductores producida por un objeto conductor extraño, como herramientas, animales, etc.).



Debido a sobretensiones eléctricas de origen interno o atmosférico (rayos, que dan como resultado el flameo de aisladores).



Causado por la degradación del aislamiento provocada por envejecimiento prematuro, el calor, la humedad o un ambiente corrosivo.



Errores humanos en las maniobras, como apertura de cuchillas bajo condiciones de carga, falsas maniobras, etc.



Sobrecarga

en transformadores,

generadores

y líneas de

transmisión.

5.1.1.14. Fuentes que contribuyen a la falla

Cabe señalar, que para realizar un estudio de cortocircuito de un sistema de potencia es necesario establecer cada uno de los equipos que van a

89

contribuir a la corriente de falla. Al producirse un cortocircuito, las corrientes de frecuencia fundamentalmente que circulan por el sistema de distribución, provienen del sistema de transmisión y de las maquinas eléctricas conectadas.

Considerando que los condensadores utilizados para compensar reactivos, producen corrientes de falla que pueden llegar a tener una amplitud elevada, pero debido a que la frecuencia de descarga es alta, el tiempo de permanencia en el sistema de distribución es bajo, razón por la cual no se consideran en el cálculo de los cortocircuitos.

Ahora bien entre las principales fuentes que contribuyen a aumentar las corrientes de cortocircuito se encuentran: 

Empresa de Suministro

Eléctrico:

La red

de la empresa

suministradora es casi siempre un sistema relativamente grande y son consideradas como fuentes infinitas de corrientes de cortocircuito, se representa con una fuente de generación simple junto a una reactancia en serie, siendo esto el equivalente de Thevenin de toda la red que se encuentra detrás. 

Generadores sincrónicos: Al producirse un cortocircuito en algún punto del sistema, al cual está conectado el generador, este sigue recibiendo potencia por su eje mecánico, y el circuito de campo se mantiene excitado con corriente continua, la tensión inducida se mantiene constante y la corriente en el devanado del estator circula del generador al punto de cortocircuito y permanece hasta alcanzar estado estacionario o ser despejada por el sistema de protecciones. El circuito equivalente del generador al ocurrir unas fallas en sus terminales queda

90

representado por una fuente de voltaje alterno, conectada en serie a una impedancia principalmente reactiva. 

Motores sincrónicos: Una vez que ocurre un cortocircuito en la barra que alimenta a un motor sincrónico, la tensión del sistema disminuye reduciendo el flujo de potencia activa entregada por el motor e iniciando su frenado lentamente. Al mismo tiempo, la tensión inducida hace que se invierta el sentido de giro de la corriente del estator, circulando por lo tanto desde el motor hasta el punto fallado. Dicho de otro modo la inercia tanto del motor como de la carga, ocasiona que el motor se comporte como generador aportando corriente de cortocircuito por varios ciclos después que la falla ha ocurrido.

Como se dijo anteriormente, las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, las cuales contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza. La forma en que las distintas fuentes alimentan al cortocircuito se muestra en la Figura 2.14. A causa de que las corrientes de las maquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito, la corriente de cortocircuito total decae con el tiempo. Considerando la parte simétrica de la corriente de cortocircuito, la magnitud es máxima en el primer medio ciclo luego del cortocircuito y de un valor más bajo unos pocos ciclos después. Nótese que el componente del motor de inducción desaparecerá completamente luego de uno o dos ciclos.

91

Figura 2.14. Aportes de las Fuentes a la Corriente de Cortocircuito. (IEEE Std. 241 (1990)). 5.1.1.15. Aplicación de un Estudio de Cortocircuito

Los estudios de cortocircuito en los sistemas eléctricos de potencia son necesarios en todas sus etapas, dicho de otro modo desde la generación hasta la utilización de la energía eléctrica, estos como algunos otros se realizan con un propósito específico, es decir, deben tener una aplicación concreta para la solución de un posible problema.

Dentro de este marco se puede señalar que un estudio de cortocircuito provee información que permite: 

Calcular las potencias y las magnitudes de las corrientes de cortocircuito para diferentes tipos de fallas y en distintos puntos de la red.



Determinar las características interruptoras de los elementos de desconexión (interrupción) de las corrientes de cortocircuito como son restauradores, interruptores y fusibles de potencia principalmente.



Realizar un estudio para la selección y coordinación de los dispositivos de protección contra las corrientes de cortocircuitos.

92



Hacer los estudios térmicos y dinámicos debido a los efectos de la corriente de cortocircuito en algunos componentes de las instalaciones, que pueden ser cables, sistemas de barras, tableros, etc.



Relacionar los efectos del cortocircuito con otros estudios de sistemas eléctricos como por ejemplo los estudios de estabilidad de las redes eléctricas en sistemas de potencia.

2.2.15. DIgSILENT Power Factory Version 14.0

DIgSILENT PowerFactory, es un una herramienta líder para las aplicaciones en generación, transmisión, distribución y sistemas industriales. Integra todas las funciones, es fácil de utilizar, totalmente compatible con Windows 95/98/NT/2000/XP/Vista/7, y combina una serie de capacidades de modelado confiable y flexible del sistema con algoritmos en el estado-del-arte, y un concepto de base de datos única, siendo el único modelo verticalmente integrado. Esto permite que los modelos se puedan compartir para cualquier función y tipo de análisis. Así como para categorías de análisis en diferentes sistemas, tales como generación, transmisión, distribución e industrial, es decir, con Power Factory no se necesitan otros programas para analizar aspectos separados de un sistema eléctrico, ya que se pueden acomodar a cualquier sistema gracias a un marco y base de datos totalmente integrados.

Entre las funciones que posee esta herramienta computacional se encuentran las siguientes: 

Flujos de carga y análisis de fallas de una red con una representación completa en CA y CD conforme a: IEC 909, VDE 102/103, ANSI C37.

93



Optimización de redes de distribución.



Dimensionamiento de cables según IEC.



Simulación dinámica.



Simulación electromagnética (EMT).



Análisis del comportamiento de protecciones.



Análisis armónico.



Análisis de confiabilidad.



Análisis de estabilidad de voltaje.



Análisis de contingencias.



Modelado de dispositivos de electrónica de potencia.,



Interfaz para SCADA/GIS/NIS.



Compatibilidad con otro programas PSS/E y PSS/U.



Bases de datos multiusuarios.



Herramientas avanzadas: Flujos óptimos de potencia.

Todas estas funciones tienen acceso a una base de datos relacional rápida y común, con un sistema integrado de manejo de casos de estudio y escenarios de sistemas. Algunas características adicionales incluidas son: 

Capas

múltiples

integradas,

ventanas

múltiples

para

ver

simultáneamente diagramas unifilares u diagramas de subestaciones. 

Generación automática de configuración de subestaciones acorde al manual de la ABB con 5 configuraciones básicas que pueden ser editadas de acuerdo a las especificaciones requeridas por el usuario.



El sistema más moderno de ventanas con un administrador de datos integrado (DATA MANAGER).



Un administrador del sistema, con filosofía de manejo no redundante para la definición de casos de estudio y escenarios del sistema.



Cálculo de parámetros (OHLs, cables, máquinas, entre otros).

94

La herramienta computacional DIgSILENT PowerFactory versión 14.0 es parte fundamental para llevar a cabo el desarrollo de esta trabajo de grado, debido a con este simulador fueron realizados los flujos de carga necesarios para el estudio del sistema eléctrico de potencia de CORPOELEC a nivel Oriental a 400, 230 y 115 kV.

CAPITULO III CARACTERISTICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO 3.1.

Descripción del sistema eléctrico de CORPOELEC de Oriente

El sistema eléctrico de potencia de CORPOELEC en la zona oriental, está conformado por los estados Anzoátegui, Bolívar, Sucre y Monagas. El sistema eléctrico de CORPOELEC a niveles de 230kV y 115kV, está constituido por una gran cantidad de subestaciones, líneas de transmisión y diversos equipos. El suministro de energía al sistema oriental se realiza a través de una red troncal de transmisión oriente con niveles de 230kV y 400kV.

Actualmente, el sistema cuenta con una disposición de alimentación en anillo, la cual es una configuración económica, segura, además de confiable y permite continuidad del servicio por falla o durante el mantenimiento. Así pues, el anillo une a las subestaciones Casanay, Cumaná II, Guanta II, Barbacoa I, Barbacoa II, El Tigre, El Furrial, El Indio, Ciudad Bolívar, Guayana A, Oasis y Juana la Avanzadora. Provisionalmente el sistema eléctrico de la Refinería de Puerto la Cruz y la Planta de Generación Alberto Lovera (PAL).

La red de Transmisión Oriente a niveles de 230 kV y 115 kV se origina en la subestación Guayana A (230/115 kV) y se extiende hasta la subestación El Tigre (400/230/115 kV) pasando por la subestación Bolívar (230/115 kV). A su vez, desde la subestación El Tigre se presenta un sistema anillado conformado por dos líneas a 230kV que llegan hasta la subestación Casanay (230/115 kV) ubicada en la región nor-oriental, específicamente en el estado Sucre, pasando previamente por las subestaciones El Furrial (400/230 kV) y El Indio (230/115 kV) en el estado Monagas, otras dos líneas a 230 kV que

96

parten del Tigre hasta la subestación Casanay, pero esta vez atravesando el estado Anzoátegui a través de las subestaciones Barbacoa I (230/115/34,5 kV), Barbacoa II (400/230 kV) y Guanta II (230/115 kV) respectivamente, completando de esta manera el anillo de la red de transmisión de oriente, para atender el crecimiento de la demanda de Energía Eléctrica en las regiones y mejorar la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.

Debido a la incorporación de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre se evaluó a nivel de 230 kV y 115 kV la red en anillo formada por las subestaciones Guanta II, Cumaná II y Casanay, a lo largo de este capítulo se describirán algunas de las características, para así constatar el estado en que operan actualmente dichas subestaciones. 3.2.

Descripción del sistema eléctrico del Estado Sucre El Estado Sucre abarca en su totalidad una extensión de 11.800 𝑘𝑚2 del

sistema eléctrico Oriental, con una demanda máxima actual de 395 MW, que están comprendidos en 13 subestaciones, y operan a niveles de tensión de (115/34,5/13,8) kV, excepto las subestaciones Casanay y Cumaná II que trabajan a niveles de tensión de (230/115) kV. Actualmente la red eléctrica del estado Sucre cuenta con una con una capacidad instalada de 700 MVA a nivel de tensión de (230/115) kV y está compuesto por 3 autotransformadores de 100 MVA en la subestación Casanay 230/115 kV y dos de 200 MVA en la subestación Cumana II 230/115 kV.

97

Tabla 3.1 Subestaciones del sistema eléctrico del Estado Sucre Subestaciones del Estado Sucre Subestaciones

Nivel de Tensión (kV)

Cariaco

115/34,5/13,8

Carúpano

115/34,5/13,8

Casanay

230/115/13,8

Chacopata

115/13,8

Cumaná II (vieja)

115

Cumaná II

230/115

Cumaná III

115/34,5/13,8

Güiria

115/13,8

Irapa

115/13,8

Los Bordones

230/13,8

Manzanare

115/13,8

Santa Fe

115/13,8

Tres Picos

115/34,5/13,8

3.2.1. Líneas de Transmisión del Sistema Eléctrico del Estado Sucre El SEP del Estado Sucre cuenta actualmente con una longitud total de 820.6 Km en líneas de transmisión, a niveles de Tensión de 230 kV y 115 kV; estas están distribuidas de la siguiente manera: Tabla 3.2. Líneas de Transmisión del Sistema Eléctrico del Estado Sucre. Nivel de Longitud Tensión (kV) (Km) 230 296 115 524,6 Total 820.6

98

En la tabla 3.3 y en la tabla 3.4 se muestran las características de cada una de las líneas que conforman el sistema de transmisión del Estado Sucre. Tabla 3.3. Características de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre 230 kV. Longitud Tipo de Calibre Inominal Nombre (Km) Conductor (MCM) (A) 75°C Guanta II - Cumaná II L1 62 ACAR 1100 1145 Guanta II - Cumaná II L2 62 ACAR 1100 1145 Cumaná II – Casanay L1 97 ACAR 1100 1145 Cumaná II – Casanay L2 97 ACAR 1100 1145 Tabla 3.4. Parámetros de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre en 115 kV. Longitud Tipo de Calibre Inominal Nombre (Km) Conductor (MCM) (A) Bordones - Planta 55 ACSR 336,4 443 Guanta Cumana II - Cariaco 68 ACSR 336,4 443 Carupano - Irapa 80 ACAR 350 465 Casanay - Cariaco 7 ACSR 4/0 298 Casanay - Carupano L1 33 ACSR 4/0 298 Casanay - Carupano L2 33 ACSR 350 465 Casanay - Chacopata 51 ACAR 500 577 L1 Casanay - Chacopata 51 ACAR 500 577 L2 Casanay - Cumana II 71 ACAR 350 465 Cumana II - Cumana III 7 ACAR 500 577 Cumana II - Bordones 5 ACAR 336,4 443 Cumaná II - Manzanare 10,5 ACAR 500 577 Cumaná III - Manzanare 6 ACAR 500 577 Irapa - Güiria 31 ACAR 350 465 Cumaná II – Tres Picos 0,3 ACSR 336,4 443 L1

99

Tabla 3.4. Parámetros de las Líneas de Transmisión del Estado Sucre en 115 kV. Longitud Tipo de Calibre Inominal Nombre (Km) Conductor (MCM) (A) Cumaná II – Tres 0,3 ACSR 336,4 443 Picos L2 Cumaná II – Guanta II 60 ACSR 336,4 443 Cumaná II 230 – 4,4 ACAR 350 465 Cumaná II 115 Cumaná II 230 – 5 ACAR 350 465 Cumaná II 115 3.2.2. Transformadores del Sistema del Estado Sucre El sistema eléctrico de potencia del estado Sucre cuenta esencialmente con quince (15) transformadores de relación 115/13,8 kV con una capacidad total de 386 MVA, siete (7) transformadores de relación 115/34,5 kV cuya capacidad total es de 133 MVA y por último cinco (5) autotransformadores con relación 230/115 kV con una capacidad total de 700 MVA. La tabla 3.5 muestra las características de los transformadores presentes en el estado Sucre. 3.3.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Cumana II La subestación Cumaná II es tipo NODAL 230T, opera con niveles de

tensión de 230 kV y 115 kV, cuenta con dos (2) autotransformadores de 200 MVA cada uno, representando una capacidad total de 400 MVA. Dicha subestación presenta un esquema de doble barra con interruptor y medio conectado al lado de alta (230 kV), constituida por dos salidas de línea provenientes de las subestaciones: Guanta II y Casanay. Por otra parte a nivel de 115 kV ostenta un esquema de barras acopladas por un disyuntor y barra de transferencia. De las barras principales

100

se conectan ocho (8) salidas de línea: Guanta II, Bordones, Cumaná II 230 L1, Cumaná II 230 L2, Cumaná III, Manzanare, Tres picos L1, Tres Picos L2. En las Figuras 3.1 y 3.2 se muestra el diagrama unifilar actual del sistema eléctrico de la S/E Cumaná II (230/115 kV). Tabla 3.5. Características de los transformadores del Estado Sucre. TRANSFORMADORES DEL ESTADO SUCRE Subestación

Casanay

Tres picos

Cumana iii

Manzanares

Cariaco

Carupano

Irapa Guiria

Marca

Trans nº

Relación kV

Capacidad nominal MVA

Demanda máxima MVA

Factor de carga (%)

Mitsubishi

1

230/115

100

63,66

63,66

Mitsubishi

2

230/115

100

63,66

63,66

Fuji

3

230/115

100

60,12

60,12

Jeumont schneid.

1

115/13,8

20

19,68

98,40

Jeumont schneid.

2

115/13,8

20

17,73

88,65

Mitsubishi

3

115/13,8

20

19,25

96,25

Pauwels

4

115/34,5

16

10,29

64,31

Union

5

115/34,5

16

9,12

57,00

Toshiba

1

115/13,8

20

18,05

90,25

Toshiba

2

115/13,8

20

18,05

90,25

Fuji

3

115/34,5

20

11,92

59,60

Pauwels

1

115/13,8

30

25,46

84,87

Mitsubishi

2

115/13,8

30

24,07

80,23

Capacidad instalada (MVA)

Demanda máxima S/E(MVA)

300

187,44

92

76,07

60

48,02

60

49,53

56

34,43

112

100,92

16

13,00

Union

1

115/13,8

20

14,73

73,65

Siemens

2

115/34,5

36

19,70

54,72

Siemens

1

115/13,8

36

34,92

97,00

Siemens

2

115/13,8

36

33,30

92,50

Pauwels

3

115/34,5

20

16,35

81,75

Pauwels

4

115/34,5

20

16,35

81,75

Pauwels

1

115/13,8

16

13,00

81,25

Pauwels

2

13,8/34,5

5

6,90

138,00

Siemens

1

115/13,8

36

25,00

69,44

36

25,00

10

3,82

72

36,51

Santa Fe

1

115/13,8

10

3,82

38,20

Siemens

1

115/13,8

36

20,22

56,17

Siemens

2

115/13,8

36

16,29

45,25

S/E Cumaná II 230

Crompton greaves

1

230/115

200

152

76,00

200

152,00

S/E Cumaná II 230

Crompton greaves

1

230/115

200

152

76,00

200

152,00

Bordones

101

Figura 3.1. Diagrama Unifilar S/E Cumaná II Patio 230 kV (CORPOELEC)

Figura 3.2. Diagrama Unifilar S/E Cumaná II 115 kV (CORPOELEC)

102

3.4.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Guanta II

La subestación Guanta II es tipo NODAL 230T, opera con niveles de tensión de 230 kV y 115 kV, cuenta con tres (3) autotransformadores de 100 MVA cada uno, representando una capacidad total de 300 MVA.

La subestación presenta un esquema de doble barra con interruptor y medio conectado al lado de alta (230 kV), constituida por cuatro (4) salidas de línea provenientes de las subestaciones Barbacoa II, Refineria y Cumaná II.

Igualmente a nivel de 115 kV consta de un esquema doble barra con interruptor y medio, de las cuales, se conectan ocho (8) salidas de línea: Tronconal V L1, Tronconal V L2, Chuparin II L1, Chuparin II L2, Guanta I L1, Guanta I L2, Chuparin, Cumaná II. En las Figuras 3.3 y 3.4 se muestra el diagrama unifilar actual del sistema eléctrico de la S/E Guanta II (230/115 kV).

Figura 3.3. Diagrama Unifilar S/E Guanta II Patio 230 kV (CORPOELEC)

103

Figura 3.4. Diagrama Unifilar S/E Guanta II 115 kV (CORPOELEC).

3.5.

Descripción del Sistema Eléctrico de la Subestación Casanay

La subestación Casanay es tipo NODAL 230T, opera con niveles de tensión de 230 kV y 115 kV, cuenta con tres (3) autotransformadores de 100 MVA cada uno, representando una capacidad total de 300 MVA.

La subestación presenta un esquema de barra principal seccionada por un disyuntor y barra de transferencia en el lado de alta (230 kV), constituida por cuatro (4) salidas de línea provenientes de las subestaciones: Indio L1, J. La Avanzadora, Cumaná II L1, Cumaná II L2.

Así mismo a nivel de 115 kV consta de un esquema de barra principal seccionada por un disyuntor y barra de transferencia, compuesta por seis (6) salidas de línea provenientes de las subestaciones: Carupano L1, Carupano

104

L2, Chacopata L1, Chacopata L2, Cumaná II y Cariaco. En la Figura 3.5 se muestra el diagrama unifilar actual del sistema eléctrico de la S/E Casanay (230/115 kV)

Figura 3.5 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la S/E Casanay (CORPOELEC) 3.6.

Descripción de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS)

La planta termoeléctrica Antonio José de Sucre estará instalada en la S/E Cumaná II 230/115 kV, la cual está ubicada en las cercanías de la Autopista

105

Antonio José de Sucre, la cual está ubicada en el Sector Rincón del Portachuelo, Municipio Sucre, ciudad de Cumaná, Estado Sucre.

En la Figura 3.6. Se observa la ubicación geográfica de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre.

Figura 3.6. Ubicación geográfica de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre. Fuente: https://www.google.com/maps/@10.4165766,64.1995631,1685m/data=!3m1!1e3

En su primera etapa la planta AJS pondrá en marcha dos (2) unidades turbogeneradoras de 170 MVA cada una, así como también dos (2) autotransformadores de 250 MVA con una capacidad total de 500 MVA y un intercambiador de tomas (TAP) con una posición máxima de 21. Estos turbogeneradores trabajaran en ciclo simple operando con combustible (gas). Sin embargo, este proyecto incluye en una segunda etapa la incorporación de cuatro (4) unidades turbogeneradoras de 170 MVA que trabajaran con ciclo combinado, por lo tanto, esta planta generará un total de 1020 MVA.

106

Para el 2004 la construcción de la planta AJS se tiene una inversión estimada de 1.472,5 millones de bolívares fuertes.

3.6.1. Características de los turbogeneradores de la planta AJS 3.6.2. Interruptor del Turbogenerador

En la siguiente tabla 3.7 se muestran las características del interruptor del turbogenerador de la planta AJS.

Tabla 3.7 Características del interruptor del turbogenerador de la Planta AJS. Tensión Nominal 18kV Tensión Máxima del Interruptor 24kV Frecuencia Nominal 60Hz Corriente Nominal en Servicio 7.9kA Contínuo a 40 ºC Nivel Básico de Aislamiento (bil) 125kV pico Secuencia Asignada en CO-30min-CO Cortocircuito Corriente de Cortocircuito 63kA Nominal, Simétrica Componente Continua de la 72% Corriente de Cortocircuito Capacidad de Corte 173kA Corriente de Cortocircuito de 63kA 3s Corta Duración Corriente Asignada fuera de 31.5kA Sincronismo 60ms Tiempo de Apertura Presión absoluta del gas SF6 del 850kPa interruptor

107

Tabla 3.7 Características del interruptor del turbogenerador de la Planta AJS. (Presión relativa a 20 ºC, 1013 750kPa hpa) Peso del gas 𝐒𝐅𝟔 14kg Peso del interruptor de 4380kg generador Número del manual de 76 instalación Número de serie del 142643 fabricante 0010 XX Año de fabricación 2013 3.6.3. Características de los autotransformadores de la planta AJS

En

la

tabla

3.8

se

muestran

las

características

de

los

autotransformadores de la planta AJS

Tabla 3.8 Características de los autotransformadores de la Planta AJS. N° Marca Relación Capacidad Impedancia Conexión (kV) (MVA) (%) 1 SIEMENS 230/115 250 7,46 YN-D 2 SIEMENS 230/115 250 7,46 YN-D

CAPITULO IV ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO 4.1.

Estudio de Flujo de Carga

4.1.2. Métodos de Solución

El método iterativo escogido para ser usado a través de PowerFactory ha sido el método no lineal de Newton-Raphson, ya que proporciona un número de iteraciones mayor haciéndolo más exacto en comparación con los otros métodos llegando a tener una exactitud de 0.001. Además posee una singular característica de convergencia cuadrática. Este por lo general tiene una rápida convergencia comparada con otro método de flujo de carga y tiene la ventaja de que el criterio de convergencia es especificado para garantizar la convergencia de las potencias reales y reactivas.

4.1.3. Normas Aplicables

Para el cálculo de flujo de carga se toma un nivel de tolerancia de ±5% de la tensión determinada y tendrá un rango permisible de tensión de operación estable entre 95% (0,95 p.u) y 105% (1,05 p.u), todo esto establecido en la norma ANSI C84.1-2006, por la cual se rige CORPOELEC para estudios de flujo de carga. Todos estos parámetros se cargaran luego al programa computacional DIg SILENT Power Factory para ser simulado.

109

4.1.4. Caso de Estudio

Para realizar el estudio de flujo de carga se estarán realizando varias simulaciones bajo diferentes escenarios con las siguientes condiciones: todas las cargas balanceadas, secuencia positiva con valores máximos en horas de demanda en las subestaciones, todos los transformadores están en funcionamiento y con intercambiadores manuales con una posición máxima de 15.

4.1.4.1. Estudio de flujo de carga en Condición Actual

En la tabla 4.1 se muestran los resultados obtenidos de los voltajes en las barras principales de las S/E 230/ 115 kV del estado Sucre, con las condiciones indicadas anteriormente. Tabla 4.1 Niveles de Tensión en las Barras Principales. Voltaje Voltaje Actual Voltaje Actual Subestación Nominal (kV) (kV) (p.u.) Cariaco 115 105,92 0,92 Carúpano 115 97,76 0,85 115

107,43

0,93

230

207

0,90

115

114,35

0,99

115

105,83

0,94

230

209,58

0.91

Cumaná III

115

104,22

0,91

Güiria

115

87,62

0,76

Irapa

115

89,18

0,78

Los Bordones

115

105,7

0,92

Casanay Chacopata Cumaná II

110

Tabla 4.1 Niveles de Tensión en las Barras Principales. Voltaje Voltaje Actual Voltaje Subestación Nominal (kV) (kV) Actual (p.u.) Manzanare

115

104

0,90

Santa Fe

115

107,69

0,94

Tres Picos

115

105,79

0,92

Guanta

115

113,25

0,98

115

110,5

0,96

230

218,74

0,95

Guanta II

En la Figuras 4.1 y 4.2 se muestran los niveles de voltaje actuales p.u en

Nivel de Voltaje (p.u)

cada barra de las subestaciones del Estado Sucre.

1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70

0,95 0,90

Casanay

0,91

Cumaná II

Guanta II

Voltaje Bajo < 0,95

Figura 4.1. Nivel de voltaje (p.u) actual de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre. En la tabla 4.2 se muestran los niveles de carga actual de los AT del Estado Sucre a niveles de tensión 230/115 kV.

Nivel de Voltaje (p.u)

111

1,05 1 0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7

0,99 0,93

0,92 0,92

0,94

0,96

0,94 0,90 0,92

0,91

0,85 0,76 0,78

Voltaje Bajo < 0,95

Figura 4.2. Nivel de voltaje (p.u) actual de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre.

Tabla 4.2. Porcentaje de operación actual de los AT de las SS/EE del Estado Sucre. AT de las SS/EE del estado Porcentaje de Sucre 230/115 kV

operación (%)

AT. GUANTA II 230/115 #1

78,90

AT. GUANTA II 230/115 #2

78,90

AT. GUANTA II 230/115 #3

78,90

AT. CUMANA II 230/115 #1

67,31

AT. CUMANA II 230/115 #2

67,31

AT. CASANAY 230/115 #1

57,50

AT. CASANAY 230/115 #2

57,50

AT. CASANAY 230/115 #3

58,36

La Figura 4.3 presenta los niveles de carga actuales de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre.

112

En la tabla 4.3 se muestra el nivel de carga actual de las líneas de transmisión del estado Sucre.

En la Figura 4.4 se muestra la gráfica de los niveles de carga actual de las líneas de Transmisión del estado Sucre.

Nivrel de Carga (%)

78,90

78,90

78,90

90,00 67,31

70,00

67,31 57,50

57,50

58,36

AT. AT. AT. AT. AT. AT. GUANTA II GUANTA II GUANTA II CUMANA CUMANA CASANAY 230/115 230/115 230/115 II 230/115 II 230/115 230/115 #1 #2 #3 #1 #2 #1

AT. CASANAY 230/115 #2

AT. CASANAY 230/115 #3

50,00

Sobre Carga > 100%

Figura 4.3. Porcentaje de operación actual de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre. Tabla 4.3. Porcentaje de operación actual de las líneas del Estado Sucre. Nivel de carga actual de las Líneas De Transmisión

líneas de Transmisión del Edo. Sucre 230/115 kV.

Carupano - Irapa

50,54

Casanay 115kV - Cariaco

56,67

Casanay 115 kV - Carúpano L1

2,08

113

Tabla 4.3. Porcentaje de operación actual de las líneas del Estado Sucre. Líneas De Transmisión

Nivel de carga actual de las líneas de Transmisión del Edo. Sucre 230/115 kV.

Casanay 115kV - Carúpano L2

52,87

Casanay 115kV - Chacopata L1

45,59

Casanay 115kV - Chacopata L2

45,59

Cumaná II 115kV - Cumaná III

53,56

Cumaná II 115kV - Los Bordones

1,71

Cumaná II 115kV - Manzanare

46,63

Cumaná II 115kV - Tres Picos L1

68,68

Cumaná II 115kV - Tres Picos L2

68,68

Irapa - Güiria

17,91

Cariaco - Cumaná II 115kV

88,17

Cumana II 115 kV - TOFF Santa Fe 115 kV

34,47

Casanay 115 kV- Cumaná II 115kV

98,81

Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L1

16,11

Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L2

9,19

Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L1

15,35

Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L2

42,55

Nivel de Carga (%)

114

120 88,17 100 68,6868,68 80 50,5456,67 52,8745,5945,5953,56 46,63 34,47 60 17,91 40 2,08 1,71 20 0

98,81 42,55 16,119,1915,35

Sobre Carga > 80%

Figura 4.4. Porcentaje de operación actual de las líneas de transmisión del Estado Sucre. 4.1.5. Análisis de Resultados

Los resultados obtenidos a través del flujo de carga muestran que las condiciones de operación actuales del sistema eléctrico del Estado Sucre no son óptimas, puesto que se encuentran por debajo del 95 % el cual es el rango mínimo permisible

según la norma ANSI C84.1-2006, exceptuando las

subestaciones Guanta II 115kV y Chacopata 115kV que poseen un nivel de tensión dentro del rango establecido por la norma ANSI. Por otra parte, durante la

simulación

se

pudo

observar

que

el

nivel

de

carga

de

los

autotransformadores de la subestación Guanta II 230/115 kV se encuentra muy cercano a su capacidad nominal de operación trabajando a un 99,27 %. Las líneas de transmisión: Casanay 115 kV - Cumaná II 115 kV, , Cariaco Cumaná II 115 kV están muy cerca del valor máximo de operación.

115

En el anexo A se muestran los resultados de flujo de carga para el caso en estudio. (falta anexo A) 4.2.

Estudio de Cortocircuito

4.2.1. Métodos de Solución

Los cálculos de cortocircuitos son computacionalmente menos intensivos que otros estudios básicos de los sistemas eléctricos de potencia, como flujo de carga o flujo de armónicos.

Los cálculos manuales para determinar el sistema de impedancias equivalentes en un punto de falla recaen en la sucesiva y juiciosa selección de combinaciones de los ramales del sistema, hasta que el sistema es reducido a un equivalente de impedancia de Thevenin. Esto debe ser repetido para cada ubicación nueva de la falla. Desde que esto es realizado inspeccionando la red, la intuición del analista es esencial. Las nociones de matrices de admitancia e impedancia son esenciales en la realización de cualquier esquema de solución computacional. Sin embargo, la velocidad y confiabilidad de los cálculos son mayores en comparación con los cálculos a mano.

4.2.2. Normas Aplicadas

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito se usaran los métodos de cálculo de acuerdo a las normas: VDE0102, IEC60909, ANSI, IEC6136 y completo (para cálculo de fallas múltiples). Para el cálculo de cortocircuito de las subestaciones del estado Sucre se tomó referencia la IEC60909-2001.

116

El despacho de carga usa como norma el nivel de cortocircuito a niveles de 115 kV es de 40 kA y a niveles de 230kV es de 50 kA. Se usara como herramienta computacional, para simular, el programa Dig Silent Power Factory versión 14.1.

4.2.3. Casos de Estudio

Para estudios de cortocircuito de las subestaciones del estado Sucre se realizaron la falla de línea a tierra (monofásica) y la falla trifásica escenario expuesto en el flujo de carga, por ser las fallas más frecuentes y perjudiciales en sistemas eléctricos de potencia.

4.2.3.1. Condición Actual

Este escenario representa la condición actual del sistema eléctrico del estado Sucre, en el cual están en servicio todos los autotransformadores bajo condiciones de cortocircuito en cada una de sus barras. Los resultados del estudio de cortocircuito monofásico y trifásico se muestran en las tablas 4.4 y 4.5.

Tabla 4.4. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC Obtenidos en la Simulación de las SS/EE del estado Sucre 1ɸ Barras 230kV 115kV ICC (kA) ICC (kA) Bordones 6,782 Cariaco 5,743 Carúpano 5,607

117

Tabla 4.4. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC Obtenidos en la Simulación de las SS/EE del estado Sucre 1ɸ Barras 230kV 115kV ICC (kA) ICC (kA) Casanay 7,516 12,846 Chacopata 9,914 Cumaná II 6,925 10,098 Cumaná III 5,625 Guanta II 13,868 20,692 Guiria 1,719 Irapa 2,167 Manzanare 4,602 Tres Picos 9,950 Santa Fe 4,023 Tabla 4.5. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC Actuales de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ Barras 230kV 115kV ICC (kA) ICC (kA) Bordones 7,81 Cariaco 7,04 Carupano 5,56 Casanay 7,83 11,67 Chacopata 11,03 Cumaná II 6,43 9,52 Cumaná III 6,62 Guanta II 13,89 16,78 Guiria 1,61 Irapa 1,95 Manzanare 5,75

118

Tabla 4.5. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC Actuales de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ Barras 230kV 115kV ICC (kA) ICC (kA) Tres Picos 9,43 Santa Fe 5,84 En la Figura 4.5, se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras de 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre.

25 20,692 20 12,846

15

kA

11,03 10

7,81

7,04

5,607 5

6,782

5,743

10,098

11,679,914 6,62 9,52 5,625

5,56

9,95

16,78 5,75 1,719 2,167 1,61

0

ICC 1ɸ

1,95

9,43

4,602

5,84

4,023

ICC 3ɸ

Figura 4.5. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. En la Figura 4.6, se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en la barra de 230 kV de las subestaciones del Estado Sucre.

119

16 13,89

14

13,868

12

kA

10

7,83

6,925

8 6

7,516

6,43

4 2 0 Casanay

Cumaná II

ICC 1ɸ

Guanta II

ICC 3ɸ

Figura 4.6. Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico de la barra de 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre. 4.2.4. Análisis de resultados Los niveles de cortocircuito presentes en el sistema eléctrico del Estado Sucre tanto trifásicos como monofásicos no exceden la capacidad de interrupción de los interruptores siendo 40 kA a niveles de 115 kV y 50 kA para niveles de 230 kV, y satisfacen los valores dados por los datos de capacidad máximos permitidos en cada barra. En el anexo B se puede observar los resultados obtenidos de cortocircuito monofásicos (1 ɸ ) y trifásicos (3 ɸ).

CAPITULO V INCORPORACIÓN DE LA PLANTA TERMOELÉCTRICA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE 5.1.

Estudio del flujo de carga

Para el estudio de flujo de carga del sistema eléctrico del estado Sucre se consideraron los siguientes premisas: todas las cargas balanceadas, secuencia positiva con valores máximos en horas de la demanda en las subestaciones, todos los transformadores están en funcionamiento y con intercambiadores manuales en su posición máxima e incorporando la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre con una capacidad de 340 MVA, Nivel de tensión de 230 kV. Conectada a la barra 2 de la subestación Cumana II 230 kV.

5.1.2. Escenario 1. Condición con la incorporación de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS)

En la tabla 5.1 se muestran los resultados obtenidos durante condiciones normales de los niveles de tensión de

las barras principales de las

subestaciones 230/115 kV del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS). Tabla 5.1. Niveles de Tensión en las Barras Principales. (AJS) Voltaje Nominal Voltaje con Voltaje con Subestación (kV) AJS (kV) AJS (p.u) Cariaco

115

112,78

0,98

Carúpano

115

110,28

0,96

Casanay

115

113,83

0,99

121

Tabla 5.1. Niveles de Tensión en las Barras Principales. (AJS) Voltaje Voltaje con Voltaje con Subestación Nominal (kV) AJS (kV) AJS (p.u) Chacopata 230 227,95 0,99 115 114,454 1 Cumaná II 230 224,91 0,98 Cumaná III 115 112,25 0,98 Güiria 115 106,44 0,93 Irapa 115 107,27 0,93 Los Bordones 115 113,22 0,98 Manzanare 115 112,40 0,98 Santa Fe 115 115,09 1 Tres Picos 115 113,16 0,98 Guanta 115 121,97 1,06 115 121,97 1,06 Guanta II 230 232,60 1,01 En la Figuras 5.1 y 5.2 se muestran los niveles de voltaje p.u en cada barra de las subestaciones del estado Sucre con la incorporación de la primera

Título del eje

etapa de la Planta termoeléctrica AJS.

1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88 0,86 0,84

0,99

0,98 0,95

1,01

0,91

0,90

Casanay

Cumaná II

Actual

Guanta II

Futura

Figura 5.1. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS.

Nivel de Voltaje p.u

122

1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

0,98 0,98 0,92 0,92

1,06 1,06 1,02 1 0,99 0,99 0,98 0,98 0,96 0,96 0,93 0,94 0,91 0,85

Actual

0,93

0,76

1,08 1 0,98 0,93 0,90 0,92 0,94 0,78

Futuro

Figura 5.2. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. En la tabla 5.2 se muestran los niveles de carga de los AT del estado Sucre a niveles de tensión 230/115 kV con la incorporación de la primera etapa de la Planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS).

Tabla 5.2. Porcentaje de operación de los AT del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. AT del Estado Sucre (Condición Carga Futura) (%) AT. GUANTA II 230/115 #1 88,99 AT. GUANTA II 230/115 #2 88,99 AT. GUANTA II 230/115 #3 88,99 AT. CUMANA II 230/115 #1 48,90 AT. CUMANA II 230/115 #2 48,90 AT. AJS 18/230 #1 60,17 AT. AJS 18/230 #2 60,17 AT. CASANAY 230/115 #1 63,34 AT. CASANAY 230/115 #2 63,34 AT. CASANAY 230/115 #3 64,28

123

La figura 5.3 presenta los porcentajes de operación de los autotransformadores de las SS/EE del estado Sucre con la incorporación de

Título del eje

la primera etapa de la Planta Termoeléctrica (AJS).

100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00

88,99 88,99 88,99 48,90 48,90

60,17 60,17 63,34 63,34 64,28 Series1

Sobrecarga > 80%

Figura 5.3. Porcentaje de operación de los autotransformadores de las SS/EE del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS.

En la tabla 5.3 se muestra el porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS.

Tabla 5.3. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. Porcentaje de LINEAS DE TRANSMISION Operación (%) Carupano - Irapa 47,25 Casanay 115kV - Cariaco 53,59 Casanay 115 kV - Carúpano L1 2,21

124

Tabla 5.3. Porcentaje de operación de las líneas del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS. Porcentaje de LINEAS DE TRANSMISION Operación (%) Casanay 115kV - Carúpano L2 49,18 Casanay 115kV - Chacopata L1 29 Casanay 115kV - Chacopata L2 29 Cumaná II 115kV - Cumaná III 49,63 Cumaná II 115kV - Los Bordones 4,77 Cumaná II 115kV - Manzanare 43,02 Cumaná II 115 kV - Tres Picos L1 62,92 Cumaná II 115 kV - Tres Picos L2 62,92 Cumaná III - Manzanare 5,8 Irapa - Güiria 16,42 Cariaco - Cumaná II 115kV 89,11 Cumana II 115kV - Toff Santa Fe 115kV 15,32 Casanay 115 kV- Cumaná II 115kV 107,86 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L1 44,95 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L2 12,94 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L1 32,79 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L2 36,22 La incorporación de los dos turbo generadores de la primera etapa de la planta AJS no afecto directamente la carga en los AT de las SS/EE Guanta II, estando todavía un poco por encima del porcentaje de trabajo ideal establecido por CORPOELEC.

En la Figura 5.4 se muestra la gráfica de los porcentajes de operación de las líneas de Transmisión del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS.

Nivel de Carga (%)

125

150 100 50 0

47,2553,59

49,18 2,21

29

29

62,9262,92 43,02

49,63 4,77

89,11 5,8 16,42

107,86

15,32

44,95 32,7936,22 12,94

Sobre carga > 80%

Figura 5.4. Porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS.

5.1.2.1.

Condición Actual Vs Condición Futura

En la tabla 5.4 se muestra una comparación de los niveles de voltaje p.u de las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del estado Sucre actuales con la futura incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre. Tabla 5.4. Niveles de voltaje p.u de las barras de las SS/EE del Estado Sucre condición actual Vs condición Futura. 230 kV 115 kV Actual Futura Actual Futura Bordones 0,92 0,96 Cariaco 0,92 0,98 Carúpano 0,85 0,96 Casanay 0,90 0,99 0,93 0,99 Chacopata 0,99 1,02

126

Tabla 5.4. Niveles de voltaje p.u de las barras de las SS/EE del estado Sucre condición actual Vs condición Futura. 230 kV

115 kV

Actual

Futura

Actual

Futura

0,91

0,98

0,94

1

0,91

0,98 1

0,96

1,02

Guiria

0,76

0,93

Irapa

0,78

0,93

Manzanare

0,90

0,98

Tres Picos

0,92

0,98

Santa Fe

0,94

1

Cumaná II Cumaná III Guanta II

0,95

1,01

En las Figura 5.5 y 5.6 se observa la comparación de los niveles de voltaje p.u representados gráficamente en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

En la Tabla 5.5 se muestran los porcentajes de operación de las líneas de transmisión de las SS/EE del estado Sucre condición actual Vs análisis de resultados.

En la Figura 5.7 se muestra gráficamente los porcentajes de operación de las líneas de transmisión del estado sucre, condición actual Vs condición futura.

En la Tabla 5.6 se muestra el nivel de carga de los AT del estado Sucre 230/115 kV, condición actual Vs condición futura.

1,01

1,02 0,99

1,00

0,98

Título del eje

0,98 0,95

0,96 0,94 0,92

0,91

0,90

0,90 0,88 0,86 0,84 Casanay

Cumaná II

Actual

Guanta II

Futura

Nivel de Voltaje p.u

Figura 5.5. Niveles de tensión de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual vs condición futura.

1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

0,98 0,98 0,92 0,92

1,06 1,06 1,02 1 0,99 0,99 0,98 0,98 0,96 0,96 0,93 0,94 0,91 0,85

Actual

0,93 0,76

1,08 1 0,98 0,93 0,90 0,92 0,94 0,78

Futuro

Figura 5.6. Niveles de tensión de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

128

Tabla 5.5. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre condición actual Vs análisis de resultados. Porcentaje de operación en las líneas de transmisión del Estado Sucre Actual Futura Carúpano - Irapa 50,54 47,25 Casanay 115kV - Cariaco 56,67 53,59 Casanay 115 kV - Carúpano L1 2,08 2,21 Casanay 115kV - Carúpano L2 52,87 49,18 Casanay 115kV - Chacopata L1 45,59 29 Casanay 115kV - Chacopata L2 45,59 29 Cumaná II 115kV - Cumaná III 53,56 49,63 Cumaná II 115kV - Los Bordones 1,71 4,77 Cumaná II 115kV - Manzanare 46,63 43,02 Cumaná II 115kV - Tres Picos L1 68,68 62,92 Cumaná II 115kV - Tres Picos L2 68,68 62,92 Irapa - Güiria 17,91 16,42 Cariaco - Cumaná II 115kV 88,17 85,89 Casanay 115 kV- Cumaná II 115kV 106,72 103,96 Cumana II 115 kV - TOFF Santa Fe 115 kV 34,47 15,32 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L1 16,11 44,95 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L2 9,19 12,94 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L1 15,35 32,79 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L2 42,55 36,22

En la Figura 5.8 se muestra gráficamente el porcentaje de operación de los AT del Estado Sucre 230/115 kV en condición actual Vs condición futura.

129

120

107,86 98,81 89,11 81,64

Título del eje

100 80 56,67 53,59 60 50,54 47,25

53,56 52,87 49,18 45,59 45,59 49,63

40 20

68,68 68,68 62,92 62,92 46,63 43,02

44,95

29,00 29,00 17,91 16,42 2,21 2,08

4,77 1,71

42,55 32,79 36,22

16,11 12,94 15,35 9,19

0

Actual

Futura

Figura 5.7. Porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre, condición actual Vs condición futura

Tabla 5.6. Porcentaje de operación de los AT del Estado Sucre 230/115 kV, condición actual Vs condición futura. Porcentaje de operación de los At del estado Sucre, Condición Actual Vs Condición Futura Actual Futuro AT. GUANTA II 230/115 #1 78,9 88,99 AT. GUANTA II 230/115 #2 78,9 88,99 AT. GUANTA II 230/115 #3 78,9 88,99 AT. CUMANA II 230/115 #1 50,20 48,90 AT. CUMANA II 230/115 #2 50,20 48,90 AT. CASANAY 230/115 #1 69,18 63,34 AT. CASANAY 230/115 #2 69,18 63,34 AT. CASANAY 230/115 #3 70,21 64,28

130

100,00 90,00

78,9 88,99 78,9 88,99 78,9 88,99

80,00

70,21 69,18 69,18 63,34 64,28 63,34

70,00 60,00

50,20 48,90

50,00

50,20 48,90

40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 AT. AT. AT. AT. AT. AT. AT. AT. GUANTA II GUANTA II GUANTA II CUMANA II CUMANA II CASANAY CASANAY CASANAY 230/115 #1 230/115 #2 230/115 #3 230/115 #1 230/115 #2 230/115 #1 230/115 #2 230/115 #3 Actual

Futuro

Figura 5.8. Porcentaje de carga de los AT del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. 5.1.2.2. Análisis de Resultados

Los niveles de voltaje de las SS/EE del Estado Sucre luego de ser incorporada la planta Termoeléctrica Antonio José de Sucre quedaron dentro del rango permitido por la norma ANSI C84.1-2006.

La incorporación de los dos turbo generadores de la primera etapa de la planta AJDS disminuyó la carga en los AT de las SS/EE Guanta II, pero igual están trabajando muy cerca de su valor nominal máximo de trabajo permitido.

Al poner en funcionamiento la primera etapa de la planta AJS se pudo observar un impacto significativo en las líneas de transmisión Cumana II 115kV- Cariaco 115kV y Casanay 115kV – Cumana II 115kV que están trabajando 89,11% y 107,86% respectivamente.

131

5.1.3. Escenario 2. Contingencia

Este escenario tiene como propósito realizar una simulación en caso de que se presente una falla de uno de los turbogeneradores de la de la primera etapa de la planta Antonio José de Sucre. La tabla 5.7 presenta los niveles de tensión p.u en las barras principales de las subestaciones 230/115 kV del Estado Sucre quedando fuera de servicio el GenAJS_02 obtenidos a través de DigSilent Power Factory.

Tabla 5.7. Nivel de tensión de las barras de las SS/EE del Estado Sucre quedando fuera de servicio el GenAJS_02. 115kV 230kV Bordones 0,96 Cariaco 0,96 Carúpano 0,94 Casanay 0,97 0,97 Chacopata 1,02 Cumaná II 0,96 0,95 Cumaná III 0,95 Guanta II 1 0,99 Guiria 0,90 Irapa 0,91 Manzanare 0,95 Tres Picos 0,96 Santa Fe 0,97 En la Figuras 5.9 y 5.10 se muestran los niveles de voltaje p.u en cada barra 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

132

0,99

Título del eje

1,00

0,97

0,98

0,95

0,96 0,94 0,92 Casanay

Cumaná II

Guanta II

Título del eje

Figura 5.9. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

Nivel de Voltaje p.u

Voltaje por unidad de las S/E del estado Sucre 1,5 1

0,96 0,96 0,94 0,97 1,02 0,96 0,95

1

0,90 0,91 0,95 0,96 0,97

0,5

Figura 5.10. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. En la tabla 5.10, se muestran los porcentajes de operación de los AT del estado Sucre a niveles de tensión 230/115 kV con el GenAJS_02 fuera de servicio.

133

Tabla 5.10. Niveles de Carga de los AT del estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. AA/TT % AT. GUANTA II 230/115 #1 88,87 AT. GUANTA II 230/115 #2 88,87 AT. GUANTA II 230/115 #3 88,87 AT. CUMANA II 230/115 #1 49,10 AT. CUMANA II 230/115 #2 49,10 T.E_AJS01 62,44 AT. CASANAY 230/115 #1 65,25 AT. CASANAY 230/115 #2 65,25 AT. CASANAY 230/115 #3 66,22

La Figura 5.11 presenta los niveles de carga de los autotransformadores

Título del eje

de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00

88,87

88,87

88,87 62,44 49,10

65,25

65,25

66,22

49,10

> 80%

Figura 5.11. Niveles de carga de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

134

En la tabla 5.11 se muestra el porcentaje de operación de las líneas de transmisión del estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

Tabla 5.11. Porcentaje de operación de las líneas del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN % Carúpano - Irapa 48,50 Casanay 115kV - Cariaco 54,78 Casanay 115 kV - Carúpano L1 2,15 Casanay 115kV - Carúpano L2 50,59 Casanay 115kV - Chacopata L1 35,21 Casanay 115kV - Chacopata L2 35,21 Cumaná II 115kV - Cumaná III 51,11 Cumaná II 115kV - Los Bordones 2,45 Cumaná II 115kV - Manzanare 44,37 Cumaná II 115 kV - Tres Picos L1 65,05 Cumaná II 115 kV - Tres Picos L2 65,05 Cumaná III - Manzanare 16,98 Irapa - Güiria 86,25 Cariaco - Cumaná II 115kV 104,39 Casanay 115 kV- Cumaná II 115kV 30,71 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L1 10,76 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L2 10,51 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L1 38,90 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L2 50,59

En la Figura 5.12, se muestra la gráfica de los niveles de Carga de las líneas de Transmisión del estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

Carga de las Lineas (%)

135

120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

86,25 65,05 65,05 54,78 51,11 50,59 48,50 44,37 35,2135,21 16,98 2,45 2,15

104,39 38,90 30,71 10,76 10,51

Sobre Cargado >80%

Figura 5.12. Nivel de Carga de las líneas de transmisión del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. 5.1.3.1. Análisis de Resultados

Si se comparan los resultados con el GenAJS_02 fuera de servicio, con solo un generador en funcionamiento (GenAJS_01) sigue habiendo sobrecarga en las líneas de transmisión Cumana II 115kV- Cariaco115kV y Casanay 115kV – Cumana II 115kV que están trabajando 89,11% y 107,86% respectivamente, las SS/EE GUANTA 115 kV y GUANTA II 230/115 Kv (1,06 p.u). Que están por encima de la carga permitida según la norma ANSI C84.12006 y los autotransformadores de la S/E Guanta II 230/115 kV cuyo porcentaje subió a 88,90% de operación, quedando así trabajando por encima de la carga ideal estipulada por CORPOELEC.

136

5.2.

Estudio de Cortocircuito

5.2.1. Escenario 1ra condición con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre (AJS)

Este escenario representa la condición del sistema eléctrico del estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre, cuyas premisas consiste en las siguientes condiciones: están en servicio todos los autotransformadores bajo condiciones de cortocircuito en cada una de sus barras. Los resultados del estudio de cortocircuito monofásico y trifásico se muestran en las tablas 5.9 y 5.10.

Tabla 5.9. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 1ɸ con la planta AJS 230kV 115kV SS/EE ICC (kA) ICC (kA) Bordones 6,947 Cariaco 5,876 Carupano 5,724 Casanay 8,167 13,525 Chacopata 9,994 Cumaná II 7,34 10,479 Cumaná III 5,741 Guanta II 15,034 21,82 Guiria 1,724 Irapa 2,177 Manzanare 4,679 Tres Picos 10,319 Santa Fe 4,073

137

Tabla 5.10. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ con la planta AJS 230kV (kA) 115kV (kA) Bordones 8,13 Cariaco 7,34 Carúpano 5,74 Casanay 8,93 12,51 Chacopata 11,17 Cumaná II 6,97 10,02 Cumaná III 6,87 Guanta II 15,69 17,89 Guiria 1,62 Irapa 1,96 Manzanare 5,93 Tres Picos 9,93 Santa Fe 6,00 En la Figura 5.13, se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras de 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS.

En la Figura 5.14 se muestran niveles de cortocircuitos trifásicos en las barras de 230 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS.

En las tablas 5.11 y 5.12 se muestran una comparación de los niveles de cortocircuito monofásico y trifásico respectivamente de las barras 115 kV de las subestaciones del estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

138

25

21,82

20 17,89

13,525

15

kA

11,17 10,479 10

8,13

5,724 5

6,947 5,876

9,93

12,51

7,34

5,74

9,994

10,02 6,87

5,93 1,724 2,177

5,741

1,62

0

ICC 1ɸ

1,96

10,319

4,679

6,00

4,073

ICC 3ɸ

Figura 5.13. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta AJS. 18,000 16,000

15,69

14,000

15,034

kA

12,000 10,000 8,000

8,93 7,34 8,167

6,000

6,97

4,000 2,000 0,000 Casanay

Cumaná II

ICC 1ɸ

Guanta II

ICC 3ɸ

Figura 5.14. Nivel de cortocircuito de las barras de las subestaciones del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la planta termoeléctrica AJS.

139

Tabla 5.11. Nivel de cortocircuito monofásico (1ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. Niveles de CC de las barras de las SS/EE del Estado Sucre 115 kV 1ɸ en kA (nivel Max. 40 kA) Actuales Futuro Bordones 6,782 6,947 Cariaco 5,743 5,876 Carúpano 5,607 5,724 Casanay 12,846 13,525 Chacopata 9,914 9,994 Cumaná II 10,098 10,479 Cumaná III 5,625 5,741 Guanta II 20,692 21,82 Guiria 1,719 1,724 Irapa 2,167 2,177 Manzanare 4,602 4,679 Tres Picos 9,95 10,319 Santa Fe 4,023 4,073 Tabla 5.12. Nivel de cortocircuito trifásico (3ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. Niveles de CC de las barras de las SS/EE del Estado Sucre 115kV 3ɸ en kA. (nivel Max. 40 kA) Actuales Futuros Bordones 8,13 7,81 Cariaco 7,34 7,04 Carupano 5,74 5,56 Casanay 12,51 11,67 Chacopata 11,17 11,03 Cumaná II 10,02 9,52 Cumaná III 6,87 6,62 Guanta II 17,89 16,78 Guiria 1,62 1,61

140

Tabla 5.12. Nivel de cortocircuito trifásico (3ɸ) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. Niveles de CC de las barras de las SS/EE del Estado Sucre 115kV 3ɸ en kA. (nivel Max. 40 kA) Actuales

Futuros

Irapa

1,96

1,95

Manzanare

5,93

5,75

Tres Picos

9,93

9,43

Santa Fe

6,00

5,84

En las Figuras 5.15 y 5.16 se observa gráficamente el nivel de cortocircuito monofásico y trifásico respectivamente en las barras de 115 kV de las subestaciones del estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

Nivel de CC (kA)

17,89

12,51 11,17 8,13

11,67

7,34 5,74

7,81

7,04

10,02

5,56

6,87

9,93

16,78

11,03

5,93

9,52 1,62

6,62

1,61

Actual

9,43 5,75

6 5,84

1,96

1,95

Futura

Figura 5.15. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

141

15,034

16 14

13,868

Nivel de CC (kA)

12 10

7,34 8,167

8 6

7,516

6,925

4 2 0 Casanay

Cumaná II

Actual

Guanta II

Futuro

Figura 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. En las tablas 5.13 y 5.14 se muestran una comparación de los niveles de cortocircuito monofásico y trifásico respectivamente de las barras 230 kV de las subestaciones del estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

Tabla 5.13. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. Niveles de CC actuales de lasSS/EE del Estado Sucre 1ɸ en kA. (nivel máximo 40kA). Actual Futuro Casanay 7,516 8,167 Cumaná II 6,925 7,34 Guanta II 13,868 15,034

142

Tabla 5.14. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. Niveles de CC actuales de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ en kA. (nivel máximo 40kA) Actual Futura Casanay 7,83 8,93 Cumaná II 6,43 6,97 Guanta II 13,89 15,69 En las Figuras 5.17 y 5.18 se observa gráficamente el nivel de cortocircuito monofásico y trifásico respectivamente en las barras de 230 kV de las subestaciones del estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

15,034

16 14

13,868

Nivel de CC (kA)

12 10

7,34

8,167

8 6

7,516

6,925

4 2 0 Casanay

Cumaná II

Actual

Guanta II

Futuro

Figura 5.17. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura.

143

18,00

15,69

16,00

Nivel de CC (kA)

14,00

12,00 10,00

13,89 6,97

8,93

8,00 6,00

7,83 6,43

4,00 2,00 0,00 Casanay

Cumaná II

Actual

Guanta II

Futura

Figura 5.18. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre, condición actual Vs condición futura. 5.2.1.1. Análisis de Resultados

Los niveles de cortocircuito de las barras de las SS/EE están dentro de los parámetros establecidos por CORPOELEC. (115 kV 40 kA y 230 kV 50kA).

En los resultados de los niveles de cortocircuito monofásico se pudo observar un incremento en las SS/EE del Estado Sucre pero todavía dentro del rango de operación establecido por CORPOELEC, por otra parte en los niveles de cortocircuito trifásicos hubo una disminución.

5.2.2. Escenario 2 Contingencia

En este escenario se presentan las siguientes premisas: en servicio todos los autotransformadores, exceptuando el T.E_AJS02, bajo condiciones

144

de cortocircuito en cada una de sus barras. Los resultados del estudio de cortocircuito monofásico y trifásico se muestran en las tablas 5.15 y 5.16.

Tabla 5.15. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 1ɸ con 1 GEN en kA. (nivel máximo 40kA) 230kV 115kV Bordones 6,888 Cariaco 5,829 Carúpano 5,682 Casanay 7,927 13,279 Chacopata 9,966 Cumaná II 7,188 10,342 Cumaná III 5,700 Guanta II 14,605 21,413 Guiria 1,722 Irapa 2,174 Manzanare 4,652 Tres Picos 10,186 Santa Fe 4,055 Tabla 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ con 1 GEN en kA. (nivel máximo 40kA) 230kV 115kV Bordones 8,02 Cariaco 7,23 Carupano 5,67 Casanay 8,51 12,20 Chacopata 11,12 Cumaná II 6,77 9,84 Cumaná III 6,78

145

Tabla 5.16. Nivel de cortocircuito trifásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ con 1 GEN en kA. (nivel máximo 40kA) 230kV 115kV Guanta II 15,01 17,49 Guiria 1,62 Irapa 1,96 Manzanare 5,87 Tres Picos 9,75 Santa Fe 5,94 En la Figura 5.19 se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras de 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio, y en la Figura 5.20 en las barras 230 kV.

25

21,413

20 15

17,49

13,279

kA

11,12 10,342 10 5

8,02

7,23

6,888 5,829

12,20 9,966 5,682 5,67

9,84

9,75 6,78

1,62

ICC 1ɸ

10,186

5,94

2,174

5,700

0

5,87

1,722

1,96

4,652

4,055

ICC 3ɸ

Figura 5.19. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio.

146

16,000

15,01

14,000

14,605

12,000

kA

10,000

8,51 7,188

8,000 7,927 6,000

6,77

4,000 2,000 0,000 Casanay

Cumaná II

ICC 1ɸ

Guanta II

ICC 3ɸ

Figura 5.20. Niveles de cortocircuitos trifásicos en las barras de 230 kV de las subestaciones del Estado Sucre con el GenAJS_02 fuera de servicio. 5.2.2.1. Análisis de los resultados

De acuerdo a los resultados obtenidos se puede observar que los niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en las barras de 230 kV aumentan con la incorporación de la primera etapa de la planta Antonio José de Sucre. Sin embargo, el nivel de cortocircuito en la barras de 115 kV tanto monofásico como trifásico no presentan grandes cambios con dicha incorporación (todas las barras soportan la corriente de cortocircuito al agregar la planta AJS). Por otra parte, en la barra 230 kV de la subestación Cumaná II se origina un escenario aislado del estudio de cortocircuito, en el cual, el nivel de cortocircuito monofásico es mayor que el trifásico, esto debido a que la generación

conectada

hace

que

la

impedancia

monopolar

de

los

autotransformadores sea mayor a la otra impedancia. Se puede observar que los niveles de cortocircuito ninguno supera la capacidad máxima en la barra la cual es de 40kA.

CAPITULO VI ANALISIS DE CONTINGENCIAS Y PLAN DE ACCIONES PARA EL ÓPTIMO FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ELECTRICO 115KV Y 230KV DESPUES DE LA INCORPORACIÓN DE LA PLANTA ANTONIO JOSÉ DE SUCRE.

6.1. Consideraciones y Criterios a utilizar para el análisis de contingencias

El análisis de contingencias en los sistemas de potencia es de vital importancia para conocer la confiabilidad y robustez del mismo, una contingencia puede darse por muchos motivos, bien sea por fallas, descargas atmosféricas, falta de mantenimiento de los equipos o cualquier otro suceso que amerite que el equipo permanezca fuera de servicio.

En el momento que ocurre una falla o contingencia en la red, es imprescindible llevar el sistema a su condición normal de operación aplicando, claro está, las acciones correctivas más acertadas. Es por esta razón, que esta etapa del proyecto se orienta hacia la búsqueda de dichas acciones, tomando en cuenta que el análisis se basara en el criterio N-1 o criterio de fallas de un solo elemento, lo que señala, que el sistema será simulado manteniendo en servicio todos los componentes excepto uno, el que ocasiona la contingencia, es decir, que solo aplicaran contingencias simples sin considerar las fallas múltiples.

148

Se realizarán simulaciones de flujo de carga para la condición de máxima demanda del sistema, pues es la que representa la situación más crítica de operación, y de esta forma se analizará el comportamiento del sistema ante las contingencias. Es importante hacer énfasis en que al momento de programar las estrategias se dejó como último recurso el racionamiento y/o bote de carga en las subestaciones del sistema, pues en un principio se buscó solucionar mediante apertura de líneas o movimiento de los cambiadores de toma de transformadores (TAP’s).

A continuación se mencionan los criterios tomados en cuenta para realizar el estudio: 

No se realizaron contingencias múltiples, es decir, más de un elemento fuera de servicio, debido a que CORPOELEC contempla que ante fallas múltiples el sistema se encontraría en estado de emergencia total.



No se ejecutaron análisis en equipos con las mismas características, en las líneas doble terna solo se verá el efecto de la falla en una de ellas, los transformadores fueron analizados del mismo modo.



El análisis se llevó a cabo bajo un escenario de máxima demanda (hora pico, entre las 19:00 y 21:00 hrs.), lográndose así los resultados máximos de potencia a racionar y porcentajes de sobrecarga en equipos.



Para la condición de contingencia el criterio de evaluación del sistema eléctrico en cuanto a los niveles de voltaje es de ± 10%, así pues, el límite inferior de tensión permitido es de 0,95 p.u y el límite superior de tensión permitido es de 1.1 p.u.



Los equipos que sobrepasen el 80% se consideran en alerta y si sobrepasan el 100% de su valor nominal se asumirán sobrecargados.

149



Es importante mencionar que el color rojo representa sobrecarga y el negro condición normal.

6.2. Contingencias a estudiar

Las contingencias más serias a las que se puede enfrentar un sistema de potencia ocurren cuando una línea de transmisión o un elemento de una subestación queda fuera de servicio ocasionando perturbaciones en la red. Por eso esta parte del proyecto estará enfatizada en estudiar todas las posibles contingencias críticas a ocurrir en las redes 230 kV 115 kV del Estado Sucre. En la tabla 6.1 se observan las posibles contingencias del sistema para la situación actual y futura (con la planta AJS).

Tabla 6.1. Contingencias en el Sistema Sucre 230 kV y 115 kV. CASO SISTEMA DESCRIPCIÓN 1 Fuera de servicio: Línea Carúpano - Irapa Fuera de servicio: Línea Casanay 115kV 2 Cariaco Fuera de servicio: Línea Casanay 115 kV 3 Carúpano L1 Fuera de servicio: Línea Casanay 115kV 4 Carúpano L2 Fuera de servicio: Línea Casanay 115kV 5 CORPOELEC Chacopata L1 ORIENTE Fuera de servicio: Línea Casanay 115kV 6 NIVEL 115 kV Chacopata L2 ESTADO Fuera de servicio: Línea Cumaná II 115kV 7 SUCRE Cumaná III Fuera de servicio: Línea Cumaná II 115kV - Los 8 Bordones Fuera de servicio: Línea Cumaná II 115kV 9 Manzanare Fuera de servicio: Línea Cumaná II 115kV - Tres 10 Picos L1 Fuera de servicio: Línea Cumaná II 115kV - Tres 11 Picos L2

150

Tabla 6.1. Contingencias en el Sistema Sucre 230 kV y 115 kV. CASO SISTEMA DESCRIPCIÓN Fuera de servicio: Línea Cumaná III 12 Manzanare CORPOELEC 13 Fuera de servicio: Línea Irapa - Güiria ORIENTE NIVEL 115 kV Fuera de servicio: Línea Cariaco - Cumaná II 14 ESTADO 115kV SUCRE Fuera de servicio: Línea Casanay 115 kV15 Cumaná II 115kV Fuera de servicio: Línea Cumana II 230kV 16 Casanay 230 kV L1 CORPOELEC 17 Fuera de servicio: AT_ Guanta II 230/115_ 3 ORIENTE NIVEL 230 kV Fuera de servicio: Línea Guanta II 230 kV 18 ESTADO Cumaná II 230 kV L1 SUCRE Fuera de servicio: Línea Guanta II 230 kV 19 Cumaná II 230 kV L2 6.2.1. Análisis y Resultados de las contingencias

Los resultados y análisis de las simulaciones de las contingencias son mostrados en detalle a continuación, así como las acciones correctivas necesarias a tomar para mantener los criterios técnicos de análisis previamente establecidos y solventar el problema. Solo se muestran las contingencias que representan un colapso en el sistema Eléctrico del Estado Sucre los cuales interrumpen la continuidad del servicio.

6.2.2. Caso 17: Fuera de servicio: AT_ Guanta II 230/115 kV 

Sin la Planta Antonio José de Sucre

De los resultados de los Flujos de Carga arrojados por el simulador se pudo observar que los porcentaje de operación de una (1) línea (Casanay 115 kV- Cumaná II 115 kV) del Sistema Eléctrico del Estado Sucre está por encima

151

del 100% definido por la norma (ANSI C84.1-2006) como valor máximo aceptable de operación, la línea Cariaco - Cumaná II 115 kV llega a estar muy cerca del valor máximo permitido con 88,17%. Por otro lado, los 27 auto transformadores del Estado Sucre están trabajando dentro del rango permitido. 

Con la planta Antonio José de Sucre

Al poner en funcionamiento la primera fase de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre y mantener el AT_ Guanta II 230/115_ 3 fuera de servicio, se observa que a niveles de voltaje 230 kV y 115 kV las líneas no están sobrecargadas o en alerta en el sistema, por otra parte los AT_ Guanta II 230/115_ 1 y AT_ Guanta II 230/115_ 2 están operando con una carga de 113,40%, esto quiere decir que están trabajando sobrecargados. Como acción correctiva se tomó el camino del racionamiento de energía, siendo necesario realizar un bote de carga de 99,29761 MW, distribuidos de la siguiente manera, 20 MW en Carúpano, 6 MW en Irapa, 10 MW en Los Bordones, 8,29761 MW en Guanta, 25 MW en Manzanares, 30 MW en Cumana III. También se tuvo que tomar como acción correctiva la apertura del circuito de la línea Guanta II 230kV – Cumana II 230 kV L1 para que dichos AT puedan trabajar mientras este la falla presente.

En la Figura 6.1 se muestra la contingencia del caso #3 sin la planta AJS vs con la planta AJS.

152

114110,64 94,18 120,00 91,41 69,48 69,48 100,00 54,1 47,12 63,39 46,95 56,92 45,05 63,39 80,00 49,36 50,80 53,74 53,1746,95 45,14 49,96 43,32 60,00 47,40 29,75 32,33 38,51 16,73 10,28 16,05 29,75 16,49 40,00 18,04 13,85 9,02 3,67 2,20 2,07 20,00 0,00

Series1

Series2

Figura 6.1. Contingencia del caso #17 sin la planta AJS vs con la planta AJS.

6.3. Propuesta

La incorporación de la planta termoeléctrica Antonio José de Sucre, en su primera etapa en el sistema eléctrico del Estado Sucre, principalmente afectó las líneas de transmisión Cariaco – Cumana II 115 kV y Casanay 115 kV – Cumana II 115 kV ya que quedaron operando una en 89,11% (cerca de la carga máxima) y la otra en 107,86% (por encima de la carga máxima) respectivamente. Por lo tanto se estudiará un escenario el cual representa la condición del sistema eléctrico del Estado Sucre con una línea completamente nueva que va desde la S/E Cumana II 230/115 kV a la S/E Cumana 115 kV (L3), y la continuación de otra línea que va desde la S/E Cumana 115/230 kV en conexión T-OFF con las SS/EE Guanta II 115 kV y Santa FE 115 kV. Para este estudio se tienen las siguientes premisas: en servicio todos los autotransformadores. La tabla 5.16 presenta los niveles de tensión en kV y p.u de las barras principales de las subestaciones 230/115 kV del Estado Sucre obtenidos a través de DIgSILENT Power Factory.

153

En la tabla 6.2, se muestran los parámetros de las líneas de transmisión incorporadas al sistema eléctrico del Estado Sucre 115 kV.

Tabla 6.2. Parámetros de las líneas de transmisión incorporadas al sistema eléctrico. Longitud Tipo de Calibre Inominal Nombre (Km) Conductor (MCM) (A) Cumana II 230/115 kV45 ACAR 500 577 TOFF Santa FE 115kV Cumana II 230/115 kV – 4 ACAR 500 577 Cumana II 115 kV (vieja) En la tabla 6.3, se muestran los resultados de voltaje por unidad (p.u) de las SS/EE del estado Sucre bajo las condiciones antes propuestas.

Tabla 6.3. Niveles de voltaje p.u de las SS/EE del Estado Sucre bajo condiciones propuestas. Voltaje Voltaje con Subestación Nominal (kV) AJS (p.u) Cariaco 115 0,99 Carúpano

115

0,97

115

1,00

230

1,00

115

1,02

115

1,01

230

0,99

Cumaná III

115

0,99

Güiria

115

0,96

Irapa

115

0,97

Casanay Chacopata Cumaná II

154

Tabla 6.3. Niveles de voltaje p.u de las SS/EE del Estado Sucre bajo condiciones propuestas. Voltaje Voltaje con Subestación Nominal (kV) AJS (p.u) Los Bordones

115

1,00

Manzanare

115

0,99

Santa Fe

115

1,00

Tres Picos

115

1,00

Guanta II

115 115 230

1,04 1,05 1,02

Guanta II

En la Figura 6.2, se muestran gráficamente los niveles de voltaje p.u 115 kV respectivamente en las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la

P.U.

propuesta.

1,05 0,94 0,83 0,72 0,61 0,50

1,05 1,00 0,99 0,97 1,00 1,02 1,01 0,99 1,00 1,02 0,96 0,97 0,99

Figura 6.2. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 115 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

155

En la tabla 6.4, se muestran los niveles de carga de los AT del Estado Sucre a niveles de tensión 230/115 kV con la incorporación de la propuesta.

Tabla 6.4. Niveles de Carga de los AT del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta. AT del estado Sucre (Condición Carga Futura) (%) AT. GUANTA II 230/115 #1 38,92 AT. GUANTA II 230/115 #2 38,92 AT. GUANTA II 230/115 #3 38,92 AT. CUMANA II 230/115 #1 42,84 AT. CUMANA II 230/115 #2 42,84 AT. AJS 18/230 #1 59,71 AT. AJS 18/230 #2 59,71 AT. CASANAY 230/115 #1 62,13 AT. CASANAY 230/115 #2 62,13 AT. CASANAY 230/115 #3 63,06

La figura 6.3, muestra los voltajes p.u de las SS/EE del Estado Sucre a niveles de voltaje 115 kV.

La figura 6.4, presenta los niveles de carga de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

En la tabla 6.5, se muestra el nivel de carga de las líneas de transmisión del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

156

1,05 1,02

1,03 1,00

1,01

0,99

0,99 0,97

0,95 Casanay

Cumaná II

Guanta II

Nivel de Carga %

Figura 6.3. Nivel de voltaje (p.u) de las barras 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00

59,71 38,92

38,92

38,92

42,84

59,71

62,13

62,13

63,06

42,84

Sobre Carga > 80%

Figura 6.4. Niveles de carga de los autotransformadores de las SS/EE del Estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

157

Tabla 6.5. Porcentaje de operación de las líneas del estado Sucre con la incorporación de la propuesta. Porcentaje de LÍNEAS operación % Carupano - Irapa 47,85 Casanay 115kV - Cariaco 53,10 Casanay 115 kV - Carúpano L1 2,24 Casanay 115kV - Carúpano L2 47,16 Casanay 115kV - Chacopata L1 26,64 Casanay 115kV - Chacopata L2 26,64 Cumaná II 115kV - Cumaná III 49,01 Cumaná II 115kV - Los Bordones 5,20 Cumaná II 115kV - Manzanare 42,45 Cumaná II 115kV - Tres Picos L1 62,13 Cumaná II 115kV - Tres Picos L2 62,13 Irapa - Güiria 15,72 Cariaco - Cumaná II 115kV 53,79 Casanay 115 kV- Cumaná II 115kV 67,21 Cumana II 230/115kV – Cumana II 115kV 58,90 Cumana II 230/115kV-T-OFF Guanta II 45,60 115kV- Santa Fe 115kV Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L1 42,79 Cumana II 230kV - Casanay 230 kV L2 11,55 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L1 33,92 Guanta II 230 kV - Cumaná II 230 kV L2 31,49

En la Figura 6.5, se muestra la gráfica de los niveles de Carga de las líneas de Transmisión del estado Sucre con la incorporación de la propuesta.

Nivel de Carga (%)

158

80 60 40 20 0

46,9853,3447,85 53,1

62,1362,13 42,45

49,01 47,16 26,6426,64 5,2

2,24

67,21 58,9 53,79 45,6 15,72

Sobre Carga > 80%

Figura 6.5. Nivel de Carga de las líneas de transmisión del Estado Sucre con la incorporación de la primera etapa de la propuesta. 5.2.3. Estudio de Cortocircuito

Para este estudio se realizara la siguientes premisas: en servicio todos los autotransformadores bajo condiciones de cortocircuito en cada una de sus barras. Los resultados del estudio de cortocircuito monofásico y trifásico se muestran en las tablas 6.6 y 6.7. Tabla 6.6. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 1ɸ con la planta AJS 230kV 115kV Bordones 7,052 Cariaco 5,956 Carupano 5,793 Casanay 8,609 13,955 Chacopata 10,039 Cumaná II 7,684 10,732

159

Tabla 6.6. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 1ɸ con la planta AJS 230kV 115kV Cumaná III 5,815 Guanta II 15,796 22,514 Guiria 1,727 Irapa 2,183 Manzanare 4,729 Tres Picos 10,563 Santa Fe 4,104 Tabla 6.7. Nivel de cortocircuito monofásico en las barras 230 kV y 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. Niveles de CC de las SS/EE del Estado Sucre 3ɸ con la planta AJS 230kV 115kV Bordones 8,32 Cariaco 7,52 Carúpano 5,84 Casanay 9,68 13,03 Chacopata 11,24 Cumaná II 7,30 10,23 Cumaná III 7,01 Guanta II 16,89 18,56 Guiria 1,62 Irapa 1,97 Manzanare 6,03 Tres Picos 10,22 Santa Fe 6,09 En la Figura 6.6, se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras de 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre.

160

25

22,514

20 13,955

15

kA

11,24 10,732 10

8,32

13,03 7,52 5,793

5

7,052

5,956

5,84

18,56

10,22

7,01 6,03 10,563

10,039 10,23 5,815

1,727 2,183 4,729 1,62

0

ICC 1ɸ

6,09

4,104

1,97

ICC 3ɸ

Figura 6.6. Niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en las barras 115 kV de las subestaciones del Estado Sucre. . En la Figura 6.7, se muestran niveles de cortocircuitos monofásicos y trifásicos en la barra de 230 kV de las subestaciones del Estado Sucre. 18,000

16,89

16,000 15,796

14,000

kA

12,000

9,68

10,000 8,000

7,684 8,609

6,000

7,30

4,000 2,000 0,000 Casanay

Cumaná II

ICC 1ɸ

Guanta II

ICC 3ɸ

Figura 6.7. Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico de la barra de 230 kV de las SS/EE del Estado Sucre.

161

5.2.4. Análisis de Resultados 

Los resultados obtenidos a través del flujo de carga muestran que las condiciones de operación del sistema eléctrico del Estado Sucre son óptimas con la propuesta en funcionamiento, puesto que en condiciones normales de operación se encuentran en un 98% del nivel de tensión de la barras que componen las subestaciones de dicho estado, estando dentro del rango mínimo permisible según lo establecido en la norma C84.1-2006.

Por

otra

parte,

el

nivel

de

carga

de

los

autotransformadores del estado Sucre se encuentran trabajando por debajo de su capacidad máxima de operación (100%). 

Las líneas de transmisión que se encuentran operando dentro del rango de porcentaje de operación establecido por la norma.



Los niveles de cortocircuito presentes en las barras de las subestaciones del sistema eléctrico del Estado Sucre tanto trifásicos como monofásicos no exceden la capacidad permitida (40kA) y satisfacen los valores de capacidad máximos permitidos en cada barra.



De acuerdo a los resultados obtenidos se puede observar que los niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en las barras de 230 kV aumentan con la puesta en funcionamiento de la propuesta. Sin embargo, el nivel de cortocircuito en la barras de 115 kV tanto monofásico como trifásico no presentan grandes cambios con dicha incorporación. Por otra parte, en la barra 230 kV de la subestación Cumaná II se origina un escenario aislado del estudio de cortocircuito, en el cual, el nivel de cortocircuito monofásico es mayor que el trifásico,

162

esto debido a que la generación conectada hace que la impedancia monopolar de los autotransformadores sea mayor a la otra impedancia.

CONCLUSIONES 

La

empresa

CORPOELEC

actualmente

posee

problemas

de

generación de potencia por lo cual se tiene planificado la incorporación de dos unidades turbogeneradoras de 170 MVA para mejorar el déficit que actualmente presente el sistema eléctrico del estado Sucre. 

En su primera etapa la planta AJS pondrá en marcha dos (2) unidades turbogeneradoras de 170 MVA cada una, así como también dos (2) autotransformadores de 250 MVA con una capacidad total de 500 MVA y un intercambiador de tomas (TAP) con una posición máxima de 21. En una segunda etapa la incorporación de cuatro (4) unidades turbogeneradoras de 170 MVA, por lo tanto, esta planta generará un total de 1020 MVA aproximadamente.



Los resultados obtenidos a través del flujo de carga muestran que las condiciones

de

operación

actuales

(sin

la

planta

AJS

en

funcionamiento) del sistema eléctrico del Estado Sucre no son óptimas, puesto que en condiciones normales de operación el 90% de las barras de las subestaciones de dicho Estado presentan niveles de tensión por debajo del rango mínimo permisible (0,95 p.u) en la norma ANSI C84,12006, exceptuando las subestaciones Guanta II y Chacopata que poseen un nivel de tensión dentro del rango establecido. 

En la condición futura (con la primera etapa de la planta AJS en funcionamiento), los niveles de cortocircuito presentes en el sistema eléctrico del Estado Sucre tanto trifásicos como monofásicos no exceden la capacidad de interrupción de los disyuntores (40 kA para

115 kV y 50 kA para 230 kV) y satisfacen los valores de capacidad máximos permitidos en cada barra. 

Una vez realizado el estudio de flujo de carga en la condición futura (con la primera etapa de la planta AJS en funcionamiento) se pudo observar que los niveles de tensión de las barras de 230 kV pertenecientes al estado Sucre, se encuentran dentro del rango del nivel de tensión establecido en la norma ANSI C84,1-2006 (≥ 0,95).



Una vez realizado el estudio de flujo de carga en la condición futura (con la primera etapa de la planta AJS en funcionamiento) se pudo observar que los niveles de tensión de las barras de 115 kV de las subestaciones del estado Sucre presentan un nivel de tensión dentro del rango establecido, exceptuando la barra de guiria e irapa que están por debajo.



Al incorporar la planta Antonio José de Sucre hubo un impacto en las líneas, Cumana II 115kV- Cariaco115kV y Casanay 115kV – Cumana II 115kV, por lo tanto se agregaron dos líneas más paralelas a estas para poder hacer un balance de cargas.



Los niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en las barras de 230 kV aumentan con la incorporación de la primera etapa de la planta Antonio José de Sucre. Sin embargo, el nivel de cortocircuito en la barras de 115 kV tanto monofásico como trifásico no presentan grandes cambios con dicha incorporación.



Se realizó una propuesta donde se incorporaron dos líneas nuevas Cumana II 230/115 kV – Cumana II 115 kV y Cumana II 230/115 kV – TOFF Santa Fe 115 kV, las cuales al ser incorporadas en el programa computacional DIgSILENT Power Factory, arroja como resultado que todas las líneas de transmisión, autotransformadores y SS/EE del estado Sucre tanto en niveles de voltaje 230 kV como en 115 kV, trabajen dentro de los parámetros exigidos por la norma ANSI C84,12006.

RECOMENDACIONES 

Se recomienda la incorporación de los 4 turbogeneradores de la última fase de la planta termoeléctrica AJS junto a la instalación de un nuevo autotransformador y nuevas líneas conectados(as) a la barra de la subestación Cumana II 230/115 kV. Ya que los mismos hacen mejorar notablemente el sistema de generación que actualmente presenta la planta.



Se debe realizar la implementación de esquemas automáticos de botes de carga en el sistema de transmisión de CORPOELEC para situaciones de contingencia.



Se debe aplicar planes de mantenimiento en el sistema eléctrico del estado Sucre, con el fin de disminuir costos operativos y brindar mayor confiabilidad al sistema.



Se debe evaluar la creación de nuevas subestaciones eléctricas para satisfacer la demanda existente y mejorar los perfiles de tensión en las barras.

BIBLIOGRAFIA Acosta, L. (2011). Estudio del sistema eléctrico centro sur del estado Anzoátegui con la incorporación de la subestación Pariaguan 230 KV y la planta termoeléctrica 300MW de San Diego de Cabrutica. Trabajo de Grado. Universidad de Oriente. Barcelona. Venezuela. Canache, A. (2010). “Evaluación del Comportamiento del Sistema Eléctrico en el Estado Monagas 115Kv y del Sistema en anillo de Oriente en 230Kv, con la Incorporación de la Subestación Juana La Avanzadora 230/115Kv; 400MVA”. Trabajo de Grado. Universidad e Oriente. Barcelona. Venezuela

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Martin, J. (1992). Diseño de subestaciones Eléctricas. Editorial McGrawHill Internacional de México, S.A. Navarro, J. Montañés, A. y Santillán, A. (1999). “Instalaciones Eléctricas de Alta Tensión, Sistema de Maniobra, Medida y Protección”. España. Paraninfo.

Peñaloza, A. (1986). Estudio de la predicción de la demanda de carga eléctrica de las ciudades de Caripe y Temblador. Trabajo de grado. Universidad de Oriente. Barcelona. Venezuela. Requena, C. (2007). “Evaluación del Sistema Eléctrico de Transmisión de CADAFE de los Estados Sucre y Monagas con la Incorporación de la Línea de 230 KV Guanta II - Casanay.” Trabajo de Grado. Universidad de Oriente. Barcelona. Venezuela. Sotillett, J. (2011). Evaluación del sistema eléctrico del mejorador Petropiar con la incorporación de dos turbogeneradores ubicado en el complejo industrial José Antonio Anzoátegui. Trabajo de grado. Universidad de Oriente. Barcelona. Venezuela. Stevenson, W. (1992). Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencias. . Editorial McGraw-Hill Internacional de México, S.A.

Weedy B. (1972). “Electric Power System”. 2da Edición. New York: John Wiley & Sons.

ANEXO A

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO

TÍTULO

SUBTÍTULO AUTOR (ES):

APELLIDOS Y NOMBRES

Silvagni S, Mario Luis

CÓDIGO CULAC / E MAIL

CVLAC: 19.012.796 EMAIL: [email protected]

PALÁBRAS O FRASES CLAVES:

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ÁREA Ingeniería y Ciencias Aplicadas RESUMEN (ABSTRACT):

SUBÁREA Ingeniería Eléctrica

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: CONTRIBUIDORES: APELLIDOS Y

ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL

NOMBRES ROL Natera, Lenin

CA

AS

TU(X)

JU

CA

AS

TU(X)

JU

CA

AS

TU

JU(X)

CA

AS

TU

JU(X)

CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL

FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN: 2014 AÑO

MES

LENGUAJE. SPA

DÍA

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHIVO

TIPO MIME Aplicación/msword

CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.

ALCANCE ESPACIAL:

(OPCIONAL)

TEMPORAL:

(OPCIONAL)

TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO: INGENIERO ELECTRICISTA NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: PREGRADO ÁREA DE ESTUDIO: DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD INSTITUCIÓN: UNIVERSIDAD DE ORIENTE. NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: DERECHOS De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajos de grado (Vigente partir del II Semestre 2009, según comunicación CU-034-2009) “Los Trabajos de grado son exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y solo podrán ser utilizadas a otros fines con el consentimiento del consejo de núcleo respectivo, quien lo participara al Consejo Universitario “

Mario Silvagni AUTOR

Ing.

Ing.

Ing.

TUTOR

JURADO

JURADO

Ing. Enrique Serrano POR LA SUBCOMISION DE TESIS