C Metodología para el Cambio de Tensión de un Subsistema de 30/4,8 kv Considerando su Comportamiento en el Mediano Plazo

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1 III CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Comité Nacional Venezolano Marzo 2012 C6-126 Metodología para el Cambio de Tensión de un Subsistema de 30/4,8 kv Considerando su Comportamiento en el Mediano Plazo A. Silombria G. E. Rodríguez C. V. Quintero Unidad de Planificación de Distribución, Región Capital, CORPOELEC, Venezuela RESUMEN Las decisiones que consideran la reubicación de circuitos, creación de nuevas subestaciones o cambio de tensión de los subsistemas que operan a menores niveles de tensión, para solventar el aumento de demanda, deben estar bien sustentadas. En este trabajo se utilizó como insumo la topografía del área de estudio, características generales de los clientes, cargas futuras, porcentaje de crecimiento interanual y perdidas técnicas y no técnicas, para luego realizar un análisis cualitativo que permitió desarrollar el cálculo necesario para definir un rango determinado de capacidad de carga, con la menor distancia posible, estableciendo la necesidad de la reconfiguración de los circuitos eléctricos, utilizando como centros de carga las subestaciones existentes en un nivel de tensión superior. Como caso de estudio se ejemplificó el cambio de tensión de la red de una de las barras en 30/4,8 kv del sistema de subtransmisión de La Electricidad de Caracas. PALABRAS CLAVE Cambio de tensión, centro de carga, reconfiguración de circuitos, ubicación de subestaciones. CORPOELEC, Centro de Operaciones Santa Rosa. Teléf. +58 (0212) , asilombria@corpoelec.gob.ve

2 NOMENCLATURA EDC: USB: FUNINDES: SCADA: REGVEN: La Electricidad de Caracas, filial de CORPOELEC Universidad Simón Bolívar. Fundación de Investigación y Desarrollo. Supervisory Control and Data Acquisition. Red Geodésica de Venezuela. INTRODUCCIÓN En el año 2007 la Unidad de Planificación de Transmisión de La Electricidad de Caracas, contrató un estudio a FUNINDES-USB titulado: Diagnóstico y Estrategias de Solución del Sistema de 30/4.8 kv de EDC. Este estudio se planteó a manera de obtener una visión global del sistema de 30/4.8 kv de EDC para disponer de una base de datos consolidada, un diagnóstico general del sistema, presentar distintas opciones de solución para la problemática detectada, y realizar la evaluación económica de estas opciones. El objetivo principal fue la elaboración de propuestas de solución para el sistema de 30/4.8 kv, a partir del diagnóstico del mismo, con miras a elevar la confiabilidad y calidad del servicio. El proyecto de investigación planteado permitió a EDC disponer de una evaluación y valoración del sistema actual de 30/4.8 kv y un análisis de las posibles opciones para sustituir dicho sistema. Adicionalmente se evaluaron las alternativas para mantener operativo el sistema actual de 30/4.8 kv, mediante la renovación de los equipos. El estudio concluyó que la mejor opción es sustituir completamente la red de 30/4,8 kv, para lo cual se priorizaron las barras de acuerdo a parámetros de obsolescencia y criticidad. La barra seleccionada para iniciar estos cambios fue Catia 30/4,8 kv. Este subsistema deberá migrar a tensiones superiores: 69/12,47 kv. Previo al estudio realizado por el área de Planificación de Transmisión de EDC, los esfuerzos en distribución estaban enfocados en mantener las subestaciones de 4,8 kv dentro de su capacidad firme, para lo cual se realizaban proyectos que apuntaban a traspasos de carga parciales, con miras a eliminar progresivamente toda la red de distribución de 4,8 kv, motivado igualmente por obsolescencia de equipos e imposibilidad de asumir un crecimiento de demanda o expansión de la red. PLANTEMAIENTO DEL PROBLEMA Actualmente los niveles de tensión en distribución de EDC son: 4,8; 8,32 y 12,47 kv. Este documento sólo contempla la migración de la red de 4,8 kv a 12,47 kv (distribución), debido a que el nivel de tensión de 30 kv es considerado por EDC como subtransmisión. El sistema de 4,8 kv presenta un alto nivel de obsolescencia en sus equipos y conductores, lo que trae como consecuencia la disminución de la confiabilidad de la red, que a su vez repercute en la calidad de servicio prestada a los usuarios. Esto aunado a la creciente demanda que se ha venido registrando en los últimos años. La barra de Catia 30 kv tiene asociadas 8 subestaciones de 4,8 kv (Bella Vista, Pineda, Maury, Cañada, Juan Miranda, Artigas, Catia y Guarataro). Las mismas sirven a gran parte de la región oeste de la ciudad de Caracas, donde se concentra una gran cantidad de población de bajos recursos económicos. Estas subestaciones deberán ser cambiadas al nivel de tensión superior 12,47 kv. 2

3 METODOLOGÍA La metodología utilizada para cambiar el subsistema de 4,8 kv a 12,47 kv se compone de siete etapas, las cuales se mencionan a continuación: A. Determinar la o las subestaciones de 4,8 kv que serán absorbidas o traspasadas. B. Ubicar geográficamente las subestaciones cercanas de mayor tensión que estén en capacidad de recibir la carga (capacidad de carga libre). C. Realizar el análisis de condiciones actuales (demanda, usuarios a conectarse, etc.). D. Determinar las demandas futuras en el mediano plazo (5 años) mediante algún método de estimación, tanto de la subestación a traspasar como de la subestación que recibirá la carga. Esto a efectos de saber si tendrán capacidad para asumir su crecimiento natural y el crecimiento de las cargas traspasadas. E. Determinar la capacidad y/o área de influencia de cada subestación de nivel de tensión mayor dependiendo si va a estar compuesta por dos, tres o cuatro transformadores, según se muestra en la Tabla I: Tabla I. Capacidad Firme de Acuerdo a la Cantidad de Transformadores de 28 MVA en una Subestación de 12,47 kv N de Unidades de Transformación Capacidad (MVA) 2 33,6 3 67, ,8 F. Calcular mediante herramientas o aplicaciones matemáticas la menor distancia desde donde se ubica la subestación hasta donde abarque la capacidad definida anteriormente. [3] G. Realizar la reconfiguración de circuitos. CASO DE ESTUDIO: SUBSISTEMA CATIA 30/4.8 kv A. Determinar la o las subestaciones que serán absorbidas. Las subestaciones de 4,8 kv pertenecientes a la barra de Catia 30 kv son: Artigas, Guarataro, Cañada, Maury, Pineda, Juan Miranda, Bella Vista y Catia, como se muestra en la Fig. 1. Fig. 1. Esquema unifilar de la barra Catia 30 kv. 3

4 B. Ubicar geográficamente las subestaciones cercanas de mayor tensión que estén en capacidad de recibirla. Se escogen las subestaciones cercanas debido a que las rutas de los circuitos de distribución serán más cortas lo que disminuirá la probabilidad de fallas imprevistas y permite que la reconfiguración de estos circuitos sea más sencilla. Por proximidad geográfica se dispone de las subestaciones Propatria, Paraíso y Montalbán en 12,47 kv. Actualmente estas subestaciones están conformadas por 3 unidades de transformación cada una. La subestación Pineda también se considera en 12,47 kv, ya que actualmente existe un proyecto en curso para llevarla a este nivel de tensión. Se considera que la máxima expansión de una subestación de 12,47 kv se logra con cuatro unidades de transformación. C. Realizar el análisis de condiciones actuales. EDC cuenta aproximadamente con usuarios, de los cuales el 16% pertenecen al área de estudio. Para la asignación de la demanda actual se utilizaron los datos de energía facturada del mes de octubre del año 2009, en el cual se registró la mayor demanda en toda la empresa. Para poder asignar la demanda real se utilizó la siguiente información: 1) Ubicación de elementos considerados dentro del área de estudio. Cada usuario tiene asociada una referencia única bajo el sistema de coordenadas UTM-REGVEN, datum WGS84 (World Geodetic System 1984). Las magnitudes del sistema UTM se expresan en metros únicamente a nivel del mar. Actualmente se usa el elipsoide WGS84 como modelo base para el sistema de coordenadas UTM.El WGS84 es un sistema de coordenadas cartográficas mundial que permite localizar cualquier punto de la Tierra (sin necesitar otro de referencia) por medio de tres unidades dadas (grados, minutos y segundos). 2) Transformador de Distribución. Cada usuario está asociado a un punto de transformación, el cual puede ser el mismo para varios usuarios. 3) kva de demanda. Se obtuvo el valor de energía facturada, el cual luego fue transformado a kva máximos mediante (1)[5]: donde: E = Energía promedio mensual (kwh) t = tiempo expresado en horas fp = factor de potencia fc = factor de carga (1) Este estudio consideró el fp igual a 0,85 para todos los tipos de usuarios. Tomando en cuenta que en EDC existen más de 100 tipos de tarifas distintas, éstas se agruparon de acuerdo al tipo de usuario y el fc fue asumido de la siguiente forma: Usuarios residenciales: 0,5 Usuarios comerciales e institucionales: 0,75 Usuarios industriales: 0,8 Alumbrado público: 1 (aproximación para cualquier tipo de lámpara como vapor de sodio, vapor de mercurio y metal-halide). La demanda actual de cada subestación se muestra en la Fig. 2. 4

5 Fig. 2. Demandas actuales de las subestaciones involucradas en el estudio. En la parte superior de la figura, en los recuadros oscuros, encerrados en línea continua, se muestran las demandas de las subestaciones de 4,8 kv. Se representan en un tono oscuro debido a que actualmente superan su capacidad firme. En el lado derecho se encuentra el total de demanda que esas subestaciones acumulan. Capacidad firme se denomina a la capacidad de una subestación de suplir la carga de forma segura y continua, ante una posible salida forzada de una unidad de transformación y se expresa mediante la siguiente ecuación: (2) donde: MVAtrf: Capacidad nominal con ventilación forzada del transformador i. MVAtrf.mayor: Capacidad nominal con ventilación forzada del transformador de mayor capacidad. En la parte inferior de la figura, en los recuadros de color claro, encerrados en doble línea punteada, se muestran las demandas de las subestaciones de 12,47 kv. Los círculos indican cuanta carga están en capacidad de recibir. El color claro indica que se encuentran en condiciones normales. Igualmente del lado derecho se encuentra la demanda acumulada por ellas. D. Determinar demandas futuras mediante el método de estimación de Winter, tanto de la subestación a traspasar como de la subestación que recibirá la carga. Los datos históricos utilizados como insumo para esta estimación fueron obtenidos a través del SCADA de distribución desde el año 2005 hasta el año Para la estimación de demanda se tomaron en cuenta varios factores: 1) Las demandas consideradas son no coincidentes (peor condición). 2) Las pérdidas expresadas como la diferencia entre la energía entregada (datos obtenidos del SCADA) y la energía facturada, se distribuyeron equitativamente entre todos los usuarios de cada subestación y se consideran tanto las técnicas como las no técnicas. 3) Crecimiento interanual de las subestaciones a 5 años. Este porcentaje de crecimiento se dividió entre el número de usuarios asociados a cada subestación. 4) Solicitudes de servicio mayores a 1 MVA. Las cargas concentradas se relacionaron a un punto de transformación específico, y su carga se dividió equitativamente entre la cantidad de usuarios conectados. Esto con la finalidad de tener la carga asociada a un punto específico y no al área geográfica que cubre la subestación o los usuarios asociados a la misma. 5

6 Finalmente se determinó la demanda en el mediano plazo (5 años) utilizando el método de estimación de Winter. Cabe destacar que este método no considera factores económicos como: PIB, inflación, salario mínimo, valor de la moneda local frente al dólar, impuestos, etc. La demanda futura (2015) se muestra en la Fig. 3. Fig. 3. Demandas futuras de las subestaciones involucradas en el estudio. En la parte superior de la figura, en los recuadros oscuros, encerrados en línea continua, se muestran las demandas de las subestaciones de 4,8 kv en al año Se encuentran en un tono oscuro debido a que continuarán fuera de capacidad firme en ese año. En el lado derecho se encuentra el total de demanda que esas subestaciones acumulan. En los recuadros de la parte inferior de la figura encerrados por doble línea, se muestran las demandas de las subestaciones de 12,47 kv. Los círculos indican cuanta carga están en capacidad de recibir o en caso contrario por cuanta carga sobrepasan su capacidad firme. Igualmente del lado derecho se encuentra la demanda acumulada por ellas. Se observa claramente que en caso dado de mantenerse las condiciones actuales (3 unidades de transformación para cada una y la subestación Pineda en 4,8 kv) sólo sería posible traspasar 23,8 MVA de carga de las subestaciones de 4,8 kv. Esto en el peor de los casos no corresponde ni siquiera a una subestación de 4,8 kv completa. E. Determinar la capacidad o área de influencia de cada subestación de nivel de tensión mayor Tomando en cuenta las demandas futuras, la posibilidad de lograr la máxima expansión en las subestaciones de 12,47 kv (4 unidades de 28 MVA cada una) y de convertir la subestación Pineda a 12,47 kv, se evidencia claramente que las cuatro subestaciones consideradas podrán absorber la carga futura de las subestaciones en 4,8 kv, incluso teniendo como reserva 32 MVA para afrontar expansiones futuras o crecimiento interanual, tal como se muestra en la Fig. 4. 6

7 Fig. 4. Capacidad firme y demanda futura de las subestaciones de 12,47 kv. Por lo tanto el área de influencia de cada subestación corresponde a 100,8 MVA, ya que de esta manera se logra cubrir totalmente la demanda en 4,8 kv. F. Calcular mediante herramientas matemáticas la mejor configuración. Mediante Microsoft Access, se calcularon las distancias desde las subestaciones en 12,47 kv hasta cada usuario. La solución obtenida representa la sumatoria de las cargas que alcancen la capacidad disponible de la subestación a máxima expansión (100,8 MVA) con la menor distancia posible. Esto arroja como resultado, la mejor configuración que debe tener cada subestación. Para lograr esta solución se consideró que cada subestación de 12,47 kv se comporta como un centro de carga, por lo tanto debe existir un número de soluciones o áreas equivalente a las subestaciones de 12,47 kv consideradas. El resultado obtenido se muestra en la Fig. 5. Fig. 5. Configuración del área de estudio tomando como centros de carga las subestaciones de 12,47 kv 7

8 Se observa que cada subestación de 12,47 kv considerada en el estudio tiene una nueva área de influencia claramente definida. Sin embargo, se observa que existen algunas zonas donde se manifiesta solapamiento entre áreas de distintas subestaciones. G. Reconfiguración de circuitos adyacentes En esta etapa lo que se quiere lograr es adaptar los circuitos a la nueva área de influencia obtenida, mediante cierre o apertura de interruptores y/o conexiones entre los circuitos de distribución de distintas subestaciones. Debe definirse a cuál subestación pertenecerán las áreas comunes o solapadas, ya que los circuitos y las cargas solo pueden ser asignadas a una de ellas. Deben reemplazarse aproximadamente 144 km de cables subterráneos y 78,5 km de conductores aéreos (aislamiento en 5 kv, goma neopreno y papel plomo). Adicionalmente deben sustituirse más de transformadores que no poseen la posibilidad de asumir la nueva tensión. La reconfiguración de circuitos para adaptarlos a las nuevas áreas de influencia no se contempla en el alcance de este trabajo. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Incorporar las unidades requeridas para lograr la máxima expansión en las S/Es cercanas de 12.47kV: S/E Propatria 1 Unidad S/E Paraíso 1 Unidad S/E Montalbán 1 Unidad Continuar con la estrategia de construcción de la nueva S/E Pineda en 12.47kV (Máxima Expansión). Las 3 nuevas unidades (Propatria, Montalbán y Paraíso) y la nueva S/E Pineda, son suficientes en el mediano plazo (2015) para absorber la carga del subsistema Catia 30/4.8kV. Se considera necesario realizar los siguientes estudios para validar la demanda en los años siguientes: Estudio de saturación de demanda eléctrica en el área considerada. Estudio de demanda a largo plazo. BIBLIOGRAFÍA [1] H. L. Willis, Power Distribution Planning Reference Book. New York: Marcel Dekker, Inc., [2] H. L. Willis, Power Distribution Planning Reference Book. New York: Marcel Dekker, Inc., [3] H. L. Willis, Spatial Electric Load Forecasting. New York: Marcel Dekker, Inc., [4] C. V. Quintero, M. Marcano, G. E. Rodríguez and A. Silombria. Método para la Ubicación de Nuevas Subestaciones de Distribución Basado en la Selección de Áreas. Caracas, 2010 [5] G. E. Rodríguez and C. V. Quintero Cálculo de la Demanda de Saturación de energía eléctrica a través de Modelos de Uso de la Tierra. Caracas, [6] L. López, O.Mantilla Conversión de KWH a KVA y KVA a KWH. Caracas, [7] Proyecto LOCTI , "Diagnóstico y Estrategias de Solución para el Sistema de 30/4,8 kv de La EDC" FUNIDES-USB, Nov