UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA PARA

LOS VALLES DEL TUY.

Por: Sofía Guerra González

INFORME DE PASANTÍA

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Electricista.

Sartenejas, Abril 2013

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA PARA

LOS VALLES DEL TUY.

Por: Sofía Guerra González

Realizado con la asesoría de:

Tutor Académico: Prof. Paulo De Oliveira Tutor Industrial: Ing. Ariadne Serrano

INFORME DE PASANTÍA

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Electricista.

Sartenejas, Abril 2013

iii

iv

ESTRATEGIAS DE EXPANSIÓN DE LA RED ELÉCTRICA

PARA LOS VALLES DEL TUY.

POR:

SOFÍA GUERRA GONZÁLEZ

RESUMEN

Este trabajo contempla un estudio de estimación de demanda eléctrica a largo plazo; la cual

se obtiene de convertir variables urbanas en este caso población y empleo a demanda eléctrica

a través de un modelo de carga, en el cual se aplican índices de demanda que son

determinados a través del uso final de los equipos eléctricos y electrodomésticos. El estudio

de la proyección de las variables urbanas fue realizado a partir del año 2008 hasta el año 2033

(en períodos quinquenales) por la compañía INSURBECA (Instituto de Urbanismo C.A.)

mediante la utilización de un software de pronósticos de crecimiento poblacional denominado

TRANUS (Modelo Integrado de Usos del Suelo y Transporte). La herramienta computacional

PADEE (Programa de Análisis de Distribución de Energía Eléctrica), se utilizó para llevar la

demanda obtenida en cada año a la división cuadriculada de las microáreas que conforman el

área de estudio y de esta manera poder definir el estado futuro que tendrán las subestaciones

operativas de la región. Para este estudio se propusieron tres escenarios básicos, 1)

Tendencial, 2) Desarrollo y 3) Análisis de sensibilidad del modelo de carga, esto con la

finalidad de dotar de flexibilidad a las estrategias a tomar en la zona en estudio. El análisis de

la estimación de demanda a largo plazo permitió definir la necesidad de ampliación de las

subestaciones existentes, así como la construcción de nuevas subestaciones conforme al

comportamiento de la región, para cumplir con el criterio de capacidad firme en el largo

plazo, en este caso de estudio para el área de los Valles del Tuy.

v

DEDICATORIA

A Dios, a la Virgen de la Medalla Milagrosa,

a mis padres, hermano y tutores.

vi

AGRADECIMIENTOS

A Dios y a la Virgen de la Medalla Milagrosa por ser mis guías espirituales y por haberme acompañado a lo largo del camino. A mis padres y hermano, por su apoyo incondicional en la construcción de mi camino y la consecución de todas mis metas, por ser los pilares fundamentales en mi vida y ejemplo a seguir y porque gracias a ustedes soy lo que soy. No hay palabras para agradecer todo lo que han hecho por mí, los amo!. A mi familia, cada uno de mis abuelos, tíos y primos que siempre están pendientes, por su adorable compañía en mi afán por alcanzar mi sueño y que sin su ayuda no hubiese sido posible lograr esta meta. A mi tutor el Prof. Paulo De Oliveira por su asesoría, consejos y dirección durante éstos últimos pasos de mi carrera. A mi tutora la Ingeniero Ariadne Serrano por abrirme las puertas para la realización de mi pasantía y por brindarme su apoyo, confianza, paciencia y dedicación a lo largo de todo el proyecto. A mis compañeros de trabajo del Departamento de Planificación de Distribución que se hicieron amigos y pequeños tutores gracias por sus asesorías y consejos; así como también al grupo que conforma el Departamento de Planificación de Energías Alternativas por brindarme su amistad. A las familias Gómez Arru y Sánchez Contreras por abrir para mí las puertas de sus casas, brindarme su ayuda, atención y amistad. A Marcos por su cariño y apoyo, por alentarme cada día y recordarme que sí podría lograr esta meta y muchas más. A mis compañeros y amigos por su compañía y apoyo en los momentos difíciles, por ser quienes recorrieron el mismo camino y lo hicieron más llevadero en innumerables ocasiones. A la Universidad Simón Bolívar por brindarme una educación excepcional y maravillosas experiencias de vida. A todos, gracias!

vii

ÍNDICE GENERAL

RESUMEN ................................................................................................................................ iv

DEDICATORIA ......................................................................................................................... v

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................. vi

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................. xi

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................................. xiii

LISTA DE SIGLAS Y ABREVIATURAS .............................................................................. xv

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 1

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................. 6

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA .......................................................................................... 6

1.1 Descripción y reseña histórica [1] ..................................................................................... 6

1.1.1 Junta Directiva de CORPOELEC [1] ......................................................................... 8

1.1.2 Estructura Nacional .................................................................................................... 9

1.2 Información Institucional [1] ........................................................................................... 10

1.2.1 Visión ....................................................................................................................... 10

1.2.2 Misión ....................................................................................................................... 10

1.2.3 Valores Corporativos ................................................................................................ 10

1.2.4 Objetivos ................................................................................................................... 10

1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de

Gestión [2] ................................................................................................................................ 11

1.3.1 Planificación de Distribución [2] ................................................................................. 12

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................................... 13

MARCO TEÓRICO ................................................................................................................. 13

2.1 Planificación del sistema de distribución ........................................................................... 13

2.2 Planificación a Largo Plazo ................................................................................................ 14

2.3 Métodos de Estimación Aplicados a la Demanda Eléctrica ............................................... 15

2.3.1 Modelos del uso de la tierra ......................................................................................... 17

viii

2.3.2 Modelos de Uso Final [7] ............................................................................................ 21

2.4 Características de la demanda eléctrica .............................................................................. 23

2.5 Distribución espacial de la demanda eléctrica [4] .............................................................. 24

2.6 Método de Microáreas para la estimación de la demanda [4] ............................................ 24

2.7 Definiciones de parámetros eléctricos ................................................................................ 25

2.7.1 Carga conectada o potencia instalada .......................................................................... 25

2.7.2 Demanda máxima ........................................................................................................ 26

2.7.3 Factor de potencia ........................................................................................................ 26

2.8 Definición del centro de carga [9] ...................................................................................... 26

2.9 Criterios de Diseño ............................................................................................................. 27

2.9.1 Tensiones normalizadas [10] ....................................................................................... 27

2.9.2 Capacidades de subestaciones normalizadas [11] ....................................................... 27

2.9.3 Capacidad firme de subestaciones. [12] ...................................................................... 28

CAPITULO 3 ........................................................................................................................... 30

METODOLOGÍA PROPUESTA ............................................................................................. 30

3.1 Caracterización del área en estudio .................................................................................... 31

3.2 Recopilación de información .............................................................................................. 31

3.3 Procesamiento y análisis ..................................................................................................... 33

3.3.1 Estimación de la demanda máxima de cada zona........................................................ 33

3.3.2 Asignación de la demanda por puntos de transformación ........................................... 33

3.3.3 Calibración de la demanda eléctrica ............................................................................ 35

3.4 Predicción de demanda en un área pequeña ....................................................................... 36

3.5 Planteamiento de Escenarios .............................................................................................. 42

3.6 Estrategias de expansión del sistema eléctrico de distribución a largo plazo .................... 43

3.7 Determinación del portafolio de expansión del sistema eléctrico de distribución ............. 47

CAPITULO 4 ........................................................................................................................... 48

LOS VALLES DEL TUY ........................................................................................................ 48

DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO ...................................................................... 48

ix

4.1 Información Geográfica y Urbana de Los Valles del Tuy.................................................. 48

4.2 Zonificación del área en estudio ......................................................................................... 51

4.3 Características de la curva de demanda eléctrica en el área de los Valles del Tuy ............ 53

4.4 Información del estado actual del sistema eléctrico de los Valles del Tuy. ....................... 54

4.5 Caracterización de la región en variables de desarrollo ..................................................... 56

CAPÍTULO 5 ........................................................................................................................... 57

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS VALLES DEL TUY ...................................... 57

5.1 Modelo de Carga ................................................................................................................ 57

5.1.1 Suscriptores Residenciales .......................................................................................... 58

5.1.2 Suscriptores Comerciales ............................................................................................ 60

5.1.3 Suscriptores Industriales .............................................................................................. 61

5.2 Calibración de la demanda eléctrica en el año base ........................................................... 61

5.2.1 Demanda real ............................................................................................................... 62

5.2.2 Demanda estimada ....................................................................................................... 62

5.3 Ajuste de las categorías de los modelos urbano y carga y calibración ............................... 63

5.3.1 Aplicación Residencial, Comercial e Industrial .......................................................... 63

5.3.2 Resultados de la calibración y ajuste. .......................................................................... 65

5.4 Variación de los índices de demanda en el período de estimación. ................................... 66

5.5 Planteamiento de Escenarios .............................................................................................. 70

5.5.1 Características de los Escenarios ................................................................................. 71

5.5.2 Resultados del estudio de demanda a largo plazo ....................................................... 71

CAPITULO 6 ........................................................................................................................... 74

EXTRATEGIAS DE EXPANSIÓN Y UBICACIÓN DE SUBESTACIONES PARA LOS

VALLES DEL TUY ................................................................................................................. 74

6.1 Áreas de Servicio Actuales de las Subestaciones ............................................................... 74

6.2 Resultados de ubicación de subestaciones en cada escenario ............................................ 77

6.2.1 Escenario I ................................................................................................................... 78

6.2.2 Escenario II .................................................................................................................. 79

6.2.3 Escenario III ................................................................................................................ 81

x

6.3 Determinación del Portafolio de obras de inversión a largo plazo del sistema eléctrico de

distribución ............................................................................................................................... 82

6.3.1 Portafolio de obras de inversión para el año 2013....................................................... 83

6.3.2 Portafolio de obras de inversión para el año 2018....................................................... 84

6.3.3 Portafolio de obras de inversión para el año 2023....................................................... 84

6.3.4 Portafolio de obras de inversión para el año 2028....................................................... 85

6.3.5 Portafolio de obras de inversión para el año 2033....................................................... 85

CONCLUSIONES .................................................................................................................... 86

RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 90

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 91

APÉNDICE A: Descripción General del Sistema TRANUS ................................................... 93

APÉNDICE B: Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores ................... 100

APÉNDICE C: Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ................... 107

APÉNDICE D: Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE ..... 111

APÉNDICE E: Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas

DELEC ................................................................................................................................... 115

APÉNDICE F: Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy .................................... 119

APÉNDICE G: Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio. ................... 123

APÉNDICE H: Atlas Eléctricos Planteados para los Escenarios Propuestos. ....................... 125

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Logo de la Empresa Eléctrica Socialista CORPOELEC [1] ..................................... 8

Figura 1.2 Mapa de Regionalización, centros de apoyo y estados asociados. [1] ...................... 9

Figura 1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de

Gestión. [2] ............................................................................................................................... 11

Figura 2.1 Modelo del Proceso de Planificación de Distribución a Largo Plazo [3] ............... 15

Figura 2.2 Características de los Modelos Basados en el Uso de la Tierra .............................. 21

Figura 2.3 Curva típica de demanda diaria (Tn=24 horas) [8] ................................................. 23

Figura 2.4 División de zonas servidas en microáreas cuadradas (a) o irregulares (b) ............. 25

Figura 3.1 Etapas de la Metodología Propuesta ....................................................................... 31

Figura 3.2 Ejemplo de ventana con la Lista de Circuitos. ........................................................ 35

Figura 3.3 Ejemplo de un listado generado al utilizar la opción totalizar la carga por

cuadrículas ................................................................................................................................ 37

Figura 3.4 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma ................. 38

Figura 3.5 Ejemplo del sistema de cuadrículas utilizado por PADEE ..................................... 38

Figura 3.6 Ejemplo de una zona de los Valles del Tuy ............................................................ 39

Figura 3.7 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma y el valor

estimado .................................................................................................................................... 42

Figura 3.8 Crecimiento de subestaciones [12].......................................................................... 44

Figura 3.9 Procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones ... 46

Figura 4.1 Ubicación geográfica del área en estudio [14] ........................................................ 49

Figura 4.2 División Político Administrativa del área de los Valles del Tuy. ........................... 49

Figura 4.3 Distribución de las Zonas DELEC .......................................................................... 53

Figura 4.4 Curva 24 horas en p.u. del servicio residencial en los Municipios Paz Castillo (a) y

Cristóbal Rojas (b) de los Valles del Tuy. ................................................................................ 53

Figura 4.5 Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles del Tuy. .............................. 55

Figura 4.6 Disposición de los circuitos en el área de los Valles del Tuy. ................................ 55

xii

Figura 5.1 Demanda Real y Demanda Estimada para el año 2008 .......................................... 66

Figura 5.2 Diferencia entre la Demanda Real y la Demanda Estimada para el año 2008 ........ 66

Figura 5.3 Evolución de la Demanda máxima promedio por suscriptor. ................................. 68

Figura 5.4 Curva de Carga Residencial. [19] ........................................................................... 69

Figura 5.5 Distribución Porcentual del Consumo por Uso. [19] .............................................. 70

Figura 5.6 Gráfica del crecimiento de la demanda quinquenal para cada escenario ................ 72

Figura 6.1 Áreas de Servicio de las Subestaciones (patio de 13,8 kV). ................................... 75

Figura 6.2 Ubicación de subestaciones Escenario I. ................................................................ 79

Figura 6.3 Ubicación de subestaciones Escenario II. ............................................................... 80

Figura 6.4 Ubicación de subestaciones Escenario III. .............................................................. 82

Figura A.1 Etapas principales de funcionamiento de TRANUS .............................................. 97

Figura H.1 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario I ...................................................... 126

Figura H.2 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario II ..................................................... 126

Figura H.3 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario III ................................................... 127

xiii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.2 Capacidades y N° Máximo de TRX’s normalizados por CADAFE para una

Subestación de Distribución. .................................................................................................... 28

Tabla 2.1 Demanda que puede ser alimentada por una Subestación. ....................................... 29

Tabla 3.1 Valores de potencia asociados a cada una de las cuadriculas que conforman la zona

DELEC 5011 del área en estudio. ............................................................................................ 40

Tabla 4.1 Zonas DELEC que conforman el área de los Valles del Tuy ................................... 52

Tabla 4.2 Condición Actual de las Subestaciones de Distribución .......................................... 54

Tabla 5.1 Índices de demanda para Suscriptores Residenciales. [18] ...................................... 58

Tabla 5.2 Índices de demanda para Suscriptores Comerciales. [18] ........................................ 61

Tabla 5.3 Índices de demanda para Suscriptores Industriales. [18] ......................................... 61

Tabla 5.4 Índices de Demanda asignados a la Población. ........................................................ 63

Tabla 5.5 Índices de Demanda asignados a cada tipo de Empleo. ........................................... 63

Tabla 5.6 Porcentaje de Participación de los Artefactos. [19] .................................................. 70

Tabla 5.8 Resultados de Demanda Total (MVA) para cada uno de los escenarios propuestos 72

Tabla 5.9 Porcentajes del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada escenario ..... 72

Tabla 5.10 Porcentajes promedios del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada

escenario ................................................................................................................................... 73

Tabla 5.11 Porcentajes del crecimiento de la población anual [16] ......................................... 73

Tabla 6.1 Demanda máxima en las actuales áreas de influencia de las subestaciones de los

Valles del Tuy (MVA). ............................................................................................................. 76

Tabla 6.2 Porcentaje de crecimiento de la demanda en el área de las actuales subestaciones de

los Valles del Tuy (%) .............................................................................................................. 76

Tabla 6.3 Ubicación de Subestaciones Escenario I .................................................................. 78

Tabla 6.4 Ubicación de Subestaciones Escenario II ................................................................. 79

Tabla 6.5 Ubicación de Subestaciones Escenario III ............................................................... 81

xiv

Tabla B.1 Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores para el año 2008.

[16] ......................................................................................................................................... 101

Tabla B.2 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2013.

[16] ......................................................................................................................................... 102

Tabla B.3 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2018.

[16] ......................................................................................................................................... 103

Tabla B.4 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2023.

[16] ......................................................................................................................................... 104

Tabla B.5 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2028.

[16] ......................................................................................................................................... 105

Tabla B.6 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2033.

[16] ......................................................................................................................................... 106

Tabla C.1 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 108

Tabla C.2 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 109

Tabla C.3 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008 ............................ 110

Tabla D.1 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 112

Tabla D.2 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 113

Tabla D.3 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE. ............. 114

Tabla E.1 Población del Año Base 2008 ................................................................................ 116

Tabla E.1.1 Índices Utilizados para Calibración del Año Base 2008..................................... 117

Tabla E.1.2 Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC

................................................................................................................................................ 118

Tabla F.1 Proyecciones de Población por Año para los Valles del Tuy, 1995-2010 ............. 120

Tabla F.2 Histórico de las Demanda Máximas Anuales por Subestaciones .......................... 121

Tabla F.3 Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy. ............................................ 122

Tabla G.1 Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio. ............................ 124

xv

LISTA DE SIGLAS Y ABREVIATURAS

CADAFE C.A. de Administración y Fomento Eléctrico

CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional.

CF Capacidad Firme.

CI Capacidad Instalada.

CORPIVENSA Corporación de Industrias Intermedias de Venezuela S.A.

DELEC Demanda Eléctrica.

EDC Electricidad de Caracas.

fp Factor de Potencia

GIS Geographic Information System.

GMVV Gran Misión Vivienda Venezuela.

INE Instituto Nacional de Estadística.

INSURBECA Instituto de Urbanismo C.A.

kV Kilovoltio.

kVA Kilovoltamperio.

kVAR Kilovoltamperio reactivo.

kW Kilovatio.

MW Megavatio.

PADEE Programa de Análisis de Distribución de Energía Eléctrica.

P.U. Por Unidad.

PTI Parque Tecnológico Industrial.

S/E Subestación de Transformación.

TRANUS Modelo Integrado de Usos del Suelo y Transporte.

TRX Transformador.

REGVEN Red Geocéntrica Venezolana.

UTM Universal Transversal de Mercator.

1

INTRODUCCIÓN

La planificación de un sistema de distribución de energía eléctrica a largo plazo es de suma

importancia, puesto que permite definir los lineamientos generales de expansión de la red,

para poder servir al desarrollo previsto y orientar en las decisiones a corto y mediano plazo.

Adicionalmente, conociendo las estimaciones de demanda futura se establecen las inversiones

necesarias para contribuir con la expansión económica, eficaz y confiable del sistema de

distribución que permita mantener la calidad de servicio a prestar. Por consiguiente, la

definición de estrategias a nivel de distribución de la red, pronosticar la localización del

crecimiento de la demanda futura, es tan importante como pronosticar su magnitud.

Sin embargo la incertidumbre en este tipo de estudios es algo inherente a ellos, puesto que

la estimación de las condiciones futuras puede variar de muchas formas distintas y existen

infinidades de factores de tipo: políticos, sociales, ambientales, entre otros., que pueden variar

estos cálculos. Para manejar esta condición de incertidumbre se elaboran escenarios de

desarrollo que permiten tomar en cuenta diversos factores y establecer una gama de resultados

de estimación de la demanda, contribuyendo así a abarcar la mayor cantidad de variaciones

posibles y acotar la incertidumbre en las magnitudes y en la ubicación de la demanda

obtenida.

La elaboración de estos escenarios dependerá de las características del área de estudio y la

información con que se cuente para lograr las combinaciones posibles de las variantes

preponderantes. Con base a los resultados obtenidos para los escenarios planteados y a la

capacidad de la que disponen las subestaciones actuales, se define la necesidad o no de nuevas

unidades de transformación y/o subestaciones, así como su capacidad de transformación y su

nivel de tensión.

El proceso de planificación de una nueva subestación de distribución debe estar alineado

con los procesos constructivos de la misma, por lo que se debe contemplar los tiempos de

búsqueda de terreno, servidumbres de paso, ampliación o refuerzo del sistema de

subtransmisión así como la ejecución de las obras para la salida de los circuitos de

distribución para garantizar que los equipos proyectados se encuentren operativos para el

momento en que se necesiten.

2

Antecedentes

Generalmente los estudios de estimación de la demanda eléctrica a largo plazo que se han

venido realizando en las empresas tales como la EDC y CADAFE tienen su basamento en el

desarrollo urbano, es decir son estudios que tienen como objetivo conseguir el nivel de

saturación de la demanda eléctrica que puede tener un área determinada, sin embargo los

índices de demanda por área ocupada que se utilizan para convertir el número máximo de

personas que habitan dicha área en demanda eléctrica están basados en las regulaciones del

uso de la tierra, lo cual crea una desventaja para dichos estudios dado que no siempre se

dispone de la información necesaria para plantear los escenarios necesarios para obtener dicha

demanda, debido a la dificultad para obtener las nuevas áreas de construcción desarrolladas y

por desarrollar dado que éstas son variables urbanísticas que no utilizan comúnmente los

organismos encargados de la planificación eléctrica.

En consecuencia, se utilizaron datos de proyecciones de variables urbanas tales como:

población y empleo, que son suministradas por el sistema TRANUS y con el modelo de carga

se convierten a demanda eléctrica.

El primer estudio que se realizó con el objetivo de crear un Modelo de Carga para la

Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la

Proyección de Variables Urbanas Población y Empleo [18] fue en el año 1995 cuando se

utilizaron por primera vez dichas variables las cuales fueron producto de un estudio de

INSURBECA definiéndose así por primera vez un modelo de carga basado en el uso final de

los equipos eléctricos. Posteriormente, la EDC toma los resultados de índices de demanda por

tipo de suscriptor obtenidos en dicho estudio, aplicando el modelo de carga al Área

Metropolitana de Caracas en su estudio de Plan de Expansión del Sistema de Distribución a

Largo Plazo [3].

Posterior al trabajo realizado por la EDC no se realizaron estudio de la misma índole

utilizando estas variables urbanas, hasta este año donde del estudio de Estimación de la

Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y

Aragua realizado por INSURBECA [16], se tomaron las proyecciones de las variables

urbanas población y empleo de los Valles del Tuy para realizar este estudio.

3

Justificación

En relación al área de estudio, la región de los Valles del Tuy ubicada en el estado Miranda,

presenta actualmente grandes cambios en lo que se refiere a la expansión y crecimiento

residencial, comercial e industrial, siendo necesario planificar el sistema eléctrico de

distribución de energía para determinar las acciones a ejecutar a largo plazo para enfrentar los

cambios que pudiesen traducirse en el incremento de la demanda de potencia, y de esta

manera garantizar la continuidad en la calidad y confiabilidad del servicio prestado a través

del tiempo.

Es una zona que actualmente cuenta con un importante crecimiento habitacional que viene

dado por los desarrollos de la GMVV así como por entes privados, por lo cual es necesario

tener una visión de corto, mediano y largo plazo para poder dar una estrategia completa a la

región.

Por otro lado, a pesar de que el estudio realizado bajo el título de “Estimación de la

Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y

Aragua” por parte de INSURBECA [16] abarcó el área de los Valles del Tuy, a efectos de

estimar la demanda de dicha área, los mismos utilizaron datos de energía eléctrica en

Kilovatio/hora (KWh), los cuales son poco confiables dado que no manifiestan la verdadera

demanda eléctrica del área, ya que un gran porcentaje de la población no posee medidor en

sus hogares, por lo tanto con el presente estudio se busco trabajar con la red eléctrica

propiamente de dicha área tomando en cuenta los valores de KVA demandados por la

población total.

Por todo lo anteriormente mencionado se resalta la importancia de realizar el estudio de las

“Estrategias de expansión de la red eléctrica para los Valles del Tuy” – Período 2013-2033.

Alcance

El alcance de este proyecto abarca desde el estudio de la demanda eléctrica en el área de los

Valles del Tuy hasta evaluar la necesidad sobre la construcción de nuevas subestaciones que

permitan aliviar y/o redistribuir las cargas de otras subestaciones de la zona a largo plazo.

4

Objetivo General

El objetivo general del presente informe de pasantía es determinar las estrategias de

expansión de largo plazo para el desarrollo del sistema de distribución de energía eléctrica del

área de los Valles del Tuy.

Objetivos Específicos

Caracterización del área general en estudio.

Recopilación de toda la información necesaria del sistema eléctrico del área en

estudio.

Empleo del modelo de carga para convertir las variables urbanas de población y

empleo a demanda eléctrica en pequeñas áreas.

Determinación de la demanda eléctrica futura de los Valles del Tuy.

Análisis del sistema a largo plazo.

Determinar la necesidad y ubicación de nuevas subestaciones y la expansión de las

subestaciones existentes en el área.

Elaboración del Informe Final.

Aporte

Este estudio plantea una metodología novedosa por su simplicidad y practicidad la cual es

aplicable a futuros estudios de la misma índole en relación a cualquier región del país en lo

que se refiere a la estimación de la demanda eléctrica; sin embargo resulta de vital

importancia tener de buena fuente los datos actualizados de las variables involucradas de

manera tal que las estimaciones de las demanda sean confiables a largo plazo.

En este orden de ideas el presente Trabajo Especial de Grado, se desarrolla en seis capítulos,

enmarcados de acuerdo al siguiente contexto:

En el Capítulo 1 se hace una reseña histórica a la fecha de la empresa y en particular del

Departamento de Planificación de Distribución donde se llevó a cabo el presente estudio.

5

El Capítulo 2 consta de una parte introductoria, donde se recurre al período de investigación

(referencias bibliográficas), en la cual se estudia y se analiza todo lo relacionado con la

estimación de demanda eléctrica a largo plazo. Se pudieron definir conceptos básicos,

métodos para predecir dicha demanda y todos los factores que la afecta.

El Capítulo 3 contiene la explicación de la metodología propuesta para transformar las

variables urbanas población y empleo a demanda eléctrica para luego cargar dichos valor a

cuadrículas, ésta metodología se divide en tres grandes etapas: Datos, Procesos y Resultados.

Estas variables serán suministradas por el modelo urbano (TRANUS) el cual se explica en el

Apéndice A.

En el Capítulo 4 se hace referencia a la ubicación geográfica y descripción del área de

estudio, adicionalmente se incluye todo lo concerniente al sistema eléctrico presente y a la

división del área en zonas DELEC. Este capítulo enmarca todo lo relacionado a la

recopilación de los datos necesarios para iniciar el estudio.

En el Capítulo 5 es aplicada la metodología propuesta a los sectores de suscriptores

residenciales y comerciales respectivamente, donde se presenta el modelo de carga para

transformar las variables población y empleo a demanda eléctrica así como los escenarios de

crecimiento planteados; dicho capítulo engloba los procesos realizados para la estimación de

la demanda a largo plazo.

En el Capítulo 6 se aprecian los resultados y estrategias de expansión del sistema eléctrico

de distribución así como el portafolio de inversiones obtenido de la planificación a largo plazo

que servirá de referencia para la planificación a corto plazo y mediano plazo.

Por último se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas en el estudio.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

En el presente capítulo se expone de manera resumida la información general de la

Empresa, así como también una breve descripción de la Unidad de Planificación de

Distribución donde se desarrolló el trabajo de grado.

1.1 Descripción y reseña histórica [1]

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,

incluyente y con sentido social. Este proceso de integración permite fortalecer al sector

eléctrico para brindar, al soberano, un servicio de calidad, confiable y eficiente; y dar

respuestas, como Empresa Eléctrica Socialista, en todas las acciones de desarrollo que ejecuta

e implanta el Gobierno Bolivariano.

CORPOELEC se crea, mediante decreto presidencial Nº 5.330, en julio de 2007, cuando el

Presidente de la República, Hugo Rafael Chávez Frías, establece la reorganización del sector

eléctrico nacional con el fin de mejorar el servicio en todo el país. En el Artículo 2º del

documento se define a CORPOELEC como una empresa operadora estatal encargada de la

realización de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización

de potencia y energía eléctrica.

Desde que se publicó el decreto de creación de CORPOELEC, todas las empresas del

sector: Electrificación del Caroní (EDELCA), C.A. Electricidad de Caracas (EDC), C.A.

Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), C.A. Energía Eléctrica de la Costa Oriental

(ENELCO), C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto (ENELBAR), C.A. de Administración y

Fomento Eléctrico (CADAFE), Generación a Vapor C.A. (GENEVAPCA), C.A. Electricidad

de Ciudad Bolívar (ELEBOL), C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL), C.A. Sistema

7

Eléctrico de Nueva Esparta (SENECA), Empresa Nacional de Generación (ENAGEN), C.A.

Luz Eléctrica de Yaracuy (CALEY), C.A. Luz y Fuerza Eléctricas de Puerto Cabello

(CALIFE) y TURBOVEN, trabajan en sinergia para atender el servicio y avanzar en el

proceso de integración para garantizar y facilitar la transición armoniosa del sector.

Ante la creciente demanda y las exigencias del Sistema Eléctrico Nacional, SEN, el

Ejecutivo Nacional crea al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica MPPEE,

anunció hecho desde el Palacio de Miraflores por el Presidente de la República Hugo Rafael

Chávez Frías, el 21 de octubre de 2009. La información fue publicada en la Gaceta Oficial

número 39.294, Decreto 6.991, del miércoles 28 de octubre. En ella se informa que el titular

de esta cartera tendrá entre sus funciones ser la máxima autoridad de CORPOELEC. "Vamos

a fortalecer y reimpulsar el sistema eléctrico nacional”, enfatizó el máximo líder de la

Revolución Bolivariana de Venezuela.

En el decreto 5.330 el ente rector de la política eléctrica era el Ministerio del Poder Popular

para la Energía y el Petróleo, MENPET. Ahora CORPOELEC está bajo la tutela del

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, MPPEE. El 12 de julio del 2010, en la

Gaceta Oficial 39.463, se aprueban las modificaciones a este decreto que enfatiza la necesidad

de dar un mayor impulso a la fusión de las filiales de CORPOELEC en una persona jurídica

única. Allí se establece el 30 de diciembre de 2011 como la fecha tope para la integración

definitiva.

CORPOELEC tiene como objetivo redistribuir las cargas de manera que cada empresa

asuma el liderazgo en función de sus potencialidades y fortalezas. En la actualidad el proceso

de reagrupación avanza para la conformación efectiva de equipos de gestión bajo una gran

corporación, aprovechando los valiosos recursos humanos, técnicos y administrativos

existentes en cada región.

Desde la Asamblea Nacional, y bajo el liderazgo de la Comisión Permanente de Energía y

Minas, se aprobó, en Primera Discusión, el Proyecto de Ley Orgánica del Sistema y Servicio

Eléctrico (LOSSE), instrumento legal que refuerza las líneas del Plan Estratégico

del MPPEE, que busca, en un plazo menor a los cinco años, solucionar las deficiencias del

SEN y realizar la efectiva restructuración de CORPOELEC.

8

En referencia al MPPEE, su titular, Alí Rodríguez Araque, también Presidente

de CORPOELEC, ha destacado que, por primera vez en la historia, Venezuela tiene un

organismo que centraliza la planificación del sector eléctrico nacional para mejorar la

operación del sistema, la calidad del servicio, y maximizar la eficiencia en el uso de las

fuentes primarias de producción de energía, en beneficio de todo el país.

“La reestructuración resulta inaplazable” precisó el Ministro Rodríguez Araque. En

concordancia con esa afirmación y siguiendo la planificación del MPPEE, el 11 de febrero de

2011 se inicia exitosamente la mudanza de los trabajadores y trabajadoras de Caracas a las

distintas sedes operativas de CORPOELEC en El Marqués, San Bernardino, Chuao y El

Rosal. Desde ese momento, 3.670 trabajadores de CORPOELEC, Región Capital, laboran,

integradamente, desde sus nuevos puestos de trabajo. Esta experiencia constituye un hito

trascendente en el proceso de unificación del sector eléctrico nacional en su avance hacia el

cumplimiento de su compromiso legal de completar, para el 31 de diciembre de 2011, con el

traspaso definitivo de los activos de todas las empresas eléctricas y su integración total a

CORPOELEC, Empresa Eléctrica Socialista, única organización responsable de la

Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de la energía eléctrica en

Venezuela.

Figura 1.1 Logo de la Empresa Eléctrica Socialista CORPOELEC [1]

1.1.1 Junta Directiva de CORPOELEC [1]

Presidente CORPOELEC – Ing. Argenis Chávez

Directora de Despacho – Dra. Thaís Méndez

Comisionado de Generación – Ing. Carlos Sánchez

Comisionado para Procesos de Transmisión – Ing. Richard Bravo

Comisionado de Distribución y Comercialización – Ing. Jesús Graterol

Representante de FRETALEC – Ángel Navas

Representante del Poder Popular – Sr. Honorio Navarro

Representante del Poder Popular – Sr. Félix Rivero

Representante del Poder Popular – Mario Villasana

Secretaria Ejecutiva – Mercedes Gutiérrez

9

1.1.2 Estructura Nacional

La redistribución del territorio nacional para reagrupar a las empresas eléctricas existentes

en el país en una gran corporación, se puede apreciar en la Figura 1.1 donde se aprecian las

regiones operativas.

Figura 1.2 Mapa de Regionalización, centros de apoyo y estados asociados. [1]

10

1.2 Información Institucional [1]

1.2.1 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.

1.2.2 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 socialistas, para contribuir con el desarrollo político, social y económico del país.

1.2.3 Valores Corporativos

Ética Socialista

Responsabilidad

Respeto

Honestidad

Eficiencia

Compromiso

1.2.4 Objetivos

Proveer un servicio eléctrico de calidad, eficiente y continuo.

Proporcionar excelente atención al cliente y aplicar una tarifa razonable que garantice

los ingresos necesarios para operar, mantener y realizar las inversiones requeridas por

el sistema.

11

Minimizar las pérdidas de energía.

Asegurar un personal calificado con alto nivel de competencia.

Garantizar la innovación tecnológica del sistema de información.

Promover y velar porque sus filiales logren cumplir con los planes, metas y objetivos

que le han encomendados así como liderizar activa y estratégicamente a la

organización siguiendo los lineamientos establecidos para lograr una excelente

capacidad general.

1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de

Gestión [2]

Figura 1.3 Estructura Organizativa de la Gerencia de Planificación Presupuesto y Control de

Gestión. [2]

Dentro de la Planificación de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico encontramos

cuatro grupos de trabajo los cuales son:

Demanda e Intercambios.

Planificación de Generación.

Planificación de Transmisión.

12

Planificación de Distribución.

1.3.1 Planificación de Distribución [2]

El objetivo general del grupo es planificar el proceso de distribución de energía eléctrica así

como dirigir y hacer seguimiento a las unidades de planificación de las Regiones en lo

relativo al desarrollo del Plan de Expansión del Sistema de Distribución (< a 69 kV) de corto

mediano y largo plazo, definiendo la infraestructura y equipamiento necesarios para la

distribución de energía eléctrica, en concordancia con la normativa vigente; el respeto al

medio ambiente y los planes de desarrollo económico y social de la Nación.

Las principales funciones del grupo de trabajo son las siguientes:

Coordinar el diagnóstico del sistema de distribución, en conjunto con las unidades

responsables de su operación, a fin de determinar las necesidades del mismo y su

desarrollo a corto, mediano y largo plazo.

Determinar los requerimientos de distribución para corto, mediano y largo plazo a fin

de ser evaluados e incorporados dentro del Plan de Adecuación y Expansión del

Sistema Eléctrico.

Coordinar y consolidar las estrategias a corto y mediano plazo asociados al sistema de

distribución.

Definir y desarrollar estudios a largo plazo y año horizonte del sistema de distribución.

Jerarquizar los proyectos de distribución con el propósito de cumplir los lineamientos

estratégicos establecidos y el Plan de inversión de la Corporación.

Realizar evaluaciones técnicas y económicas de las opciones de adecuación y

expansión de distribución a fin de determinar su factibilidad para el desarrollo de los

mismos.

Analizar la interconexión del sistema de distribución con transmisión y evaluar la

generación distribuida en el sistema de distribución, a fin de integrar los

requerimientos de distribución con las estrategias de expansión de transmisión.

Evaluar y definir las metodologías, normas, criterios y nuevas tecnologías para la

planificación de la adecuación y expansión de distribución de energía eléctrica.

Asesorar y apoyar a las unidades de planificación regionales en el proceso de

planificación del sistema eléctrico.

CAPÍTULO 2

MARCO TEÓRICO

2.1 Planificación del sistema de distribución

Un sistema eléctrico de potencia está constituido por una cantidad considerable de

componentes interconectados, diseminados en un área geográfica definida, destinados a

general y entregar potencia eléctrica a los distintos puntos donde se requiera. El sistema de

distribución, por su parte, está compuesto por una serie de equipos emplazados cerca de las

áreas servidas, capaces de suplir los puntos de carga eléctrica directamente.

Planificar la expansión futura de este sistema involucra determinar, simultáneamente, tanto

las capacidades como la ubicación de los futuros componentes. Un primer paso en esta

planificación es la predicción de la carga eléctrica futura, con el detalle geográfico suficiente

como para determinar las magnitudes de los equipos y su ubicación. Es así que el objetivo

principal de planificar un sistema eléctrico de distribución consiste en determinar una

expansión económica y ordenada, para poder ofrecer un servicio eléctrico con un aceptable

nivel de confiabilidad.

La planificación del sistema de distribución se puede dividir en tres grandes categorías

corto, mediano y largo plazo cuyos objetivos se muestran a continuación:

Planificación a corto plazo: Ofrecer una evaluación de las condiciones de operación

de la red de distribución y recomendar las modificaciones que sean necesarias.

Mejoras y adecuaciones de la red durante el período de 1 a 2 años. Además, realizar

seguimiento en la conexión de nuevos clientes a la red actual.

14

Planificación a mediano plazo: Establece estrategias de expansión de las

subestaciones existentes y el desarrollo de subestaciones futuras, más los pequeños

desarrollos que necesite la red como por ejemplo determinar las necesidades y rutas de

nuevos alimentadores de la red de distribución así como sus capacidades y bancadas

de tuberías, estimando la demanda para un período de 3 a 7 años.

Planificación a largo plazo: Orientar los planes a corto y mediano plazo, a fin de

lograr consistencia y eficiencia en las inversiones destinadas al sistema de

distribución. Establece los requerimientos de futuras subestaciones, define troncales de

alimentadores y áreas de servicio en el futuro. Define el terreno para la infraestructura

eléctrica en general. Cubre períodos de 10 a 20 años.

2.2 Planificación a Largo Plazo

Se puede decir que la planificación de distribución es el desarrollo de una secuencia

económica de expansiones del sistema, para satisfacer una demanda de energía eléctrica que

varía tanto en el tiempo como en espacio. El objetivo principal de la planificación a largo

plazo es determinar la cantidad, el tipo y la ubicación de la carga futura para definir las

capacidades, ubicaciones y el momento en el cual los equipos para suplir la demanda son

requeridos [3]. Existe incertidumbre sobre el desarrollo de una región, ya que influyen

factores socioeconómicos, políticos, naturales, demográficos, entre otros. Por lo tanto el

estudio de planificación a largo plazo se basa en métodos de estimación y predicción de la

demanda a partir de variables urbanas. Para lograr mayor precisión en el estudio, se divide la

localización en pequeñas áreas (microáreas), logrando aumentar la resolución para aplicar un

modelo de estimación de la demanda que sea adecuado según los requerimientos del sector.

Es importante destacar que los estudios de planificación a largo plazo están sujetos a la

incertidumbre. El crecimiento de la demanda depende de factores económicos, políticos y

sociales que son muy difíciles de predecir.

Las etapas de la planificación a largo plazo contemplan:

1. Estimación de la distribución espacial de la demanda.

2. Determinación de la capacidad y número de subestaciones requeridas.

3. Ubicación de las subestaciones de distribución.

4. Configuración de la red de alimentadores primarios (red troncal)

15

5. Estimar el periodo de construcción de las subestaciones y configuraciones de la red

(para un año horizonte) con el fin de establecer las inversiones en el sistema eléctrico.

La estimación de la demanda a largo plazo define las expansiones que el sistema de

distribución requiere y a la vez sirve para acotar las estimaciones de la demanda a mediano

plazo, informar de cómo y cuándo se van a ir incorporando las cargas futuras a la red de

transmisión, prevé los requerimientos de terreno, recursos e infraestructura, optimiza las

inversiones a realizar en el corto y mediano plazo y considera los eventos críticos que pueden

ocurrir en el futuro [3]

ESTABLECER

PREMISAS Y

EVALUAR

SELECCIONAR

EL MODELO

ESTIMAR Y

ANTICIPAR

FORMULAR Y

ANÁLISIS

SELECCIONAR

Y

ESPECIFICAR

APROBARDOCUMENTAR

Y DIFUNDIR

Diagnóstico del

entorno urbano

y geográfico

Diagnóstico de

la situación

actual del

sistema de

distribución

Largo plazo

Construcción de

escenarios

Predicción de la

variable no

eléctrica

Conversión a

demanda

eléctrica

Estrategias de

expansión a

largo plazo del

sistema de

distribución

Plan de

inversiones en el

sistema de

distribución

Requerimientos

de terrenos,

infraestructura y

recursos

Aprueba

Plan de

Expansión a

Largo Plazo del

Sistema de

Distribución

No

Si

Figura 2.1 Modelo del Proceso de Planificación de Distribución a Largo Plazo [3]

La base para la planificación a largo plazo del sistema de distribución la constituye el

proceso de estimación de demanda. Por ello se describen a continuación los modelos de

predicción existentes así como los aspectos que deben tomarse en cuenta para la escogencia

de una técnica para un problema particular.

2.3 Métodos de Estimación Aplicados a la Demanda Eléctrica

Para llevar a cabo la predicción de la demanda existe una gran cantidad de modelos de

predicción, los cuales varían tanto en complejidad como en confiabilidad en los resultados.

Una primera clasificación diferencia dos grandes grupos:

16

Métodos Tendenciales

Se basan en series de tiempo y proyectan la relación existente entre la variable que se desea

predecir y el tiempo. El desarrollo histórico de la variable de estudio determinará su

comportamiento futuro. La precisión de estos métodos no alcanza un plazo mayor de cinco

años, por lo cual es utilizado en estudios de corto y mediano plazo.

Métodos Causales

A nivel de la estimación de la demanda a largo plazo, se utilizan los métodos causales, los

cuales tienen la finalidad de encontrar los factores que más afectan a la demanda y definir las

relaciones entre ellos. Estos métodos se dividen en cualitativos y analíticos.

Los métodos cualitativos utilizan herramientas computacionales que almacenan información

del comportamiento de la carga y la proyectan generando un proceso de estimación intuitivo.

Se necesita una mínima cantidad de recursos y esfuerzos; los resultados, sin ser precisos, se

consideran aceptables.

Los métodos analíticos identifican tendencias de datos históricos del comportamiento de la

demanda que luego son utilizados para proyectar su crecimiento, se dividen en modelos

multivariables y modelos del uso de la tierra. Estos métodos se disgregan básicamente en tres

clases: los de física social, los económicos o de comportamiento y los de simulación.

El modelo multivariable trata de establecer en primer lugar, las relaciones existentes entre

un grupo de variables independientes denominados de control y las variables dependientes

denominadas demanda. Las variables de control se constituyen por el número de clientes

residenciales, uso de la tierra industrial por clase, otros servicios públicos, etc. Y entre las

variables de demanda están la demanda eléctrica total, demanda por tipo de cliente, etc.

Los modelos multivariables difieren entre ellos por sus métodos de tendencia, trabajando en

series de iteraciones y extendiendo la data en el tiempo.

Los modelos basados en el uso de la tierra, han demostrado ser los más precisos y útiles

para realizar la predicción de la demanda eléctrica. Entre sus múltiples ventajas se encuentra

17

la utilización de la distribución y número de habitantes por zonificación; de los cuales se

obtendrá directamente el número y tipo de consumidores.

El modelaje urbanístico del uso de la tierra es un campo establecido, en el cual se utilizan tres

tipos de análisis:

El principio de actividad básica como causa primaria de crecimiento.

El modelo gravitacional de influencia.

El principio de que cada microárea es adecuada para solo cierto tipo de uso.

2.3.1 Modelos del uso de la tierra

Dentro de los modelos causales, los basados en el uso de la tierra (modelos de simulación),

permiten realizar el pronóstico espacial de la demanda a través de modelos urbanos completos

cuyas variables son transformadas posteriormente en variables eléctricas.

Un método basado en el uso de la tierra se utiliza primero en la fase de calibración, en la

cual los datos históricos y presentes son analizados, para determinar las tendencias y patrones

de localización. Esta información se usa para proyectar el uso de la tierra y densidad de

ocupación en cada cuadrícula, transformándose los resultados en una demanda eléctrica con la

aplicación de un modelo de uso.

Todos los modelos de estimación espacial de la demanda basados en el uso de la tierra

poseen tres submodelos. Esta división fue especificada por Willis/Northcate-Green [4] en

1983, dichos submodelos son:

Submodelo de Demanda

Determinan la demanda de tierra por parte de los usuarios. Dependiendo de la cantidad de

datos con los que se cuente se puede establecer la demanda según la cantidad de suelo

utilizado por el cliente (residencial, industrial y comercial). Además se pueden utilizar los

datos de localización de polos urbanos de atracción o un modelo urbano de transporte e

impacto de las vías de comunicación [5]. Son de baja resolución espacial y se han

implementado de tres maneras básicas:

18

Tipo 1: Los que no poseen ningún modelo de demanda como tal, sino un control de

los totales por clases.

Estas clases son: residencial, comercial e industrial; que a su vez pueden estar divididos en

subclases. El control en este caso es la densidad de población, expresada en habitantes por

hectáreas, de acuerdo a las disposiciones que dictan las ordenanzas municipales.

Tipo 2: Se basan en un modelo espacial de polos urbanos.

Este método fue desarrollado en la década de los años sesenta, con la innovación que

consistía en colocar a la densidad de población como función de las coordenadas geográficas

del área en estudio, es decir definen la localización y radio de acción de puntos atractivos para

la actividad de los suscriptores. Este factor está compuesto de tres partes:

1) La localización del polo urbano.

2) La densidad máxima de la población o “pico” del polo.

3) La curva de decaimiento en función de la distancia al “pico” del polo.

Usualmente se aplica que el comportamiento del polo urbano es monótono decreciente, y es

función de la distancia; cuyo radio a un punto donde este modelo presente un valor específico,

variará con el tiempo. Este método produce resultados satisfactorios en ciudades pequeñas

con pocos polos, que estén bien definidos.

Tipo 3: Se basan en un modelo urbano de transporte, que represente el impacto de las

vías de comunicación y los tiempos de viaje promedio.

Este sistema se fundamenta en el concepto de que cada individuo se ubicará en la ciudad

tratando de optimizar su tiempo (costo de transporte). En este sistema se hace uso de una

analogía de la ley de la gravitación universal: el flujo del transporte entre zonas es

proporcional a la población en dichas zonas, e inversamente proporcional a la distancia (no

necesariamente en forma cuadrática).

19

Submodelo de Oferta

La oferta se refiere a las ventajas que ofrece una determinada zona de la ciudad. Determinan

la cantidad de tierra disponible por clase de cliente. Al igual que el submodelo de demanda,

dependiendo de la cantidad de datos con los que se cuente se pueden establecer los valores de

adecuación de la tierra por tipo de cliente de manera intuitiva o utilizando las zonificaciones

de la zona. Adicionalmente, se puede obtener este valor aplicando valores espaciales por

proximidad o entorno a ciertas áreas [5]. Son de alta resolución espacial y también caen en

tres categorías básicas:

Tipo 1: Valores de adecuación de la tierra para cada uso específico asignados

manualmente, sobre la base de la intuición del planificador.

Tipo 2: Combinación de valores de adecuación con la zonificación existente.

Se adecúa el uso de la tierra por intuición, tomando en cuenta la reglamentación

preestablecida de zonificación.

Tipo 3: Valores de adecuación obtenidos de factores espaciales detallados, basados

generalmente en la proximidad y el entorno.

Este método considera que ciertas zonas de la ciudad son idóneas solamente para ciertos

tipos de uso de la tierra. Por ejemplo, una parcela cercana a una vía ferroviaria, es ideal para

propósitos industriales; en cambio, para usos residenciales no es adecuada, debido al alto

nivel de ruido y contaminación que presenta. Es por esto que la adecuación del uso se basa en

la proximidad y entorno.

Submodelo de Carga

Puede desarrollarse con un valor único por cada clase, una curva de demanda típica diaria

de cada clase o con una curva de demanda diaria por subclase. Con este modelo se logran

obtener los índices de demanda que definen la magnitud de demanda en un área específica. Es

la forma de conversión de los submodelos anteriores llevados a carga eléctrica es decir, se

20

traduce la concentración de personas, la zonificación existente, etc., en términos de carga

eléctrica. [5] Su clasificación es:

Tipo 1: Un valor único para cada clase (índices de demanda).

Tipo 2: Una curva de demanda diaria típica de cada clase.

Tiene la ventaja de indicar explícitamente el comportamiento de la carga eléctrica y ubicar

los distintos picos diarios que ocurren.

Tipo 3: Una curva de demanda diaria típica por subclase de cada clase (análisis de

usuario) o grupo de aparatos.

En este tipo, se disgrega la carga eléctrica de cada clase en subclases; las cuales se

constituyen por las distintas curvas de consumo de cada uno de los equipos eléctricos

utilizados.

La desventaja fundamental que se tiene con la utilización de este tipo de modelo es la

cantidad de información que éstos requieren, la cual es sumamente extensa y en algunos casos

muy difícil de obtener.

No obstante, es importante destacar que las herramientas desarrolladas dentro de este tipo de

modelos son bien específicos y reconocidos en cuanto a las bondades de los resultados que

arrojan y son ampliamente utilizadas en diversos casos de ámbito internacional, destacándose,

por ejemplo, la desarrollada por H. Lee Willis [4].

Para la estimación de la demanda eléctrica a largo plazo, es recomendable la aplicación de

métodos causales, para encontrar los factores que más afectan a la demanda y definir las

relaciones entre ellos.

Es conveniente referirse a los modelos de estimación basados en el uso de la tierra con tres

números que representan el submodelo de demanda, oferta y carga que utilizan. Así, el

modelo 2-1-2 es una técnica que usa un submodelo de polos urbanos, valores de adecuación

asignados manualmente y curvas de demanda diaria por clase.

21

En la Figura 2.2 se muestra el esquema general de los modelos basados en el uso de la

tierra.

Modelos

Basados en el

Uso de la Tierra

Submodelo de

Demanda

Submodelo de

Oferta

Submodelo de

Carga

Demanda de

tierra por parte

de los usuarios

Baja resolución

espacial

Tipo 1

Tipo 2

Tipo 3

Clasificación por clases

Modelo de los polos

Urbanos

Modelo Urbano de

Transporte

Densidad

poblacional

[Habitantes por

hectárea]

Residencial

Comercial

Industrial

Mixto

Institucional

Tipo 1

Tipo 2

Tipo 3

Tipo 1

Tipo 2

Tipo 3

Cantidad de

tierra disponible

por clase de

cliente

Alta resolución

espacial

Asignación de la tierra

por proximidad y el

entorno de desarrollo

Asignación de la tierra

para cada uso específico

según las ordenanzas

municipales

Asignación intuitiva de la

tierra para cada

escenario

Utilización de los

submodelos

anteriores

traducidos en

carga eléctrica

Asignación de un valor

único para cada clase

Índices de

Demanda

Curva de demanda diaria

típica de cada clase

Curvas de demanda

diaria por usuarios,

considerando los equipos

eléctricos

Se consideran

variables

socioeconómicas

Figura 2.2 Características de los Modelos Basados en el Uso de la Tierra

2.3.2 Modelos de Uso Final [7]

La técnica utilizada para obtener el pronóstico de la demanda por usos finales, es un método

de ingeniería cuya idea responde al hecho de que la energía obtenida a través del uso de

equipos eléctricos o electrodomésticos; que son los que realmente satisfacen las necesidades

de los usuarios; será totalizada como el producto del total de número de equipos de cada

categoría por el consumo de energía máxima conforme al tipo de equipos. Es comúnmente

utilizado en el sector eléctrico residencial y ocasionalmente en el comercial e industrial; ello

se debe en gran parte a la homogeneidad de los equipos existentes en el sector residencial.

Este método proporciona información importante respecto a la forma en que la electricidad

es usada actualmente y es especialmente útil para evaluar el impacto de los cambios o mejoras

tecnológicas en los equipos que consumen energía eléctrica, permitiendo también analizar los

impactos potenciales de los programas de manejo de carga dirigidos a ciertos usos de la

energía.

22

Para la aplicación de esta técnica (River y Asociates 1994) se deben cumplir las siguientes

etapas:

1.) Caracterizar los usos y equipamientos por categorías (especificación del modelo).

2.) Desarrollar los procedimientos para la estimación de los datos que sirven de insumos.

3.) Realizar la estimación de los datos de entrada.

4.) Realizar el pronóstico de la carga.

Por ejemplo en el sector residencial, el procedimiento es conocido como el método de

saturación de equipos (Stoll 1989) y para su aplicación es necesario cumplir con los siguientes

pasos:

1.) Estimar el número de hogares dentro del área servida por la empresa eléctrica.

2.) Determinar el nivel de saturación de los equipos en el área de servicio.

3.) Estimar la futura penetración de los equipos eléctricos, incluyendo las nuevas ventas,

conversiones a nuevos artefactos y retiro de los mismos.

4.) Determinar el uso de la energía por artefacto.

5.) Estimar el mejoramiento de la eficiencia de los equipos en el futuro.

6.) Pronosticar las ventas de energía.

7.) Validar la estimación.

Este tipo de metodología involucra la obtención y estimación de una gran cantidad de

información previa cuya calidad impacta directamente en la eficiencia de esta técnica. Así

mismo este método no puede dar respuesta directa a los cambios en la demanda eléctrica a

factores claves como precios e ingresos. Ante estas debilidades, se han desarrollado modelos

híbridos que combinan la estructura de los modelos de uso final con la estimación

econométrica.

La aplicación de estos esquemas requiere de un gran esfuerzo en la producción y

mantenimiento de toda la información necesaria para garantizar su efectividad. Bajo este

enfoque híbrido la ecuación para la energía utilizada por un equipo i, para un consumidor c,

podría visualizarse (Stoll 1989) de la siguiente manera:

(2.1)

23

Donde:

= energía utilizada por el consumidor c, durante un período de tiempo.

= saturación para el equipo i, para el consumidor c. (1 = si lo posee, 0 = no lo posee)

= energía base por equipo.

= variables explicativas del uso del equipo evaluado (precios, ingresos, tamaño de la

vivienda, etc.).

= número total de equipos por categoría.

De manera que el total de la energía consumida para todos los equipos i del consumidor c

será:

(2.2)

2.4 Características de la demanda eléctrica

La electricidad, a diferencia de otros servicios (agua, gas, entre otros,) no puede ser

almacenada. Ella tiene que producirse al instante en que ocurra la demanda. La demanda de

potencia eléctrica y el consumo de energía son funciones no lineales que dependen del tiempo

y que presentan distintos valores en los diferentes puntos geográficos de la red. La demanda

eléctrica proviene de la energía consumida en un período de tiempo y su curva viene dada,

principalmente, por la naturaleza de los usuarios: residencial, comercial e industrial. Como los

hábitos de la gran mayoría de los consumidores siguen un comportamiento similar, es posible

caracterizar una curva de demanda diaria como se muestra en la Figura 2.2. [8]

La curva de carga es la representación gráfica de la forma en que el consumidor, en un

determinado intervalo de tiempo, hace uso de sus equipos eléctricos. El intervalo de tiempo

puede ser diario, mensual, anual, etc.

Figura 2.3 Curva típica de demanda diaria (Tn=24 horas) [8]

24

La curva de demanda también se ve afectada por factores no controlables como: costumbres

de los centros de consumo, estructura económica, condiciones climáticas, eventos sociales,

culturales o políticos; y factores controlables como: medidas o normas gubernamentales,

tarifas, regulaciones, entre otros. [8]

La carga, por lo general es baja durante la noche y la madrugada y tiene valores extremos al

mediodía y al final de la tarde, en donde por lo general este último impone la demanda

máxima diaria.

2.5 Distribución espacial de la demanda eléctrica [4]

Una planificación eficiente de la expansión del sistema eléctrico, debe anticipar tanto la

cantidad de potencia que deberá ser servida en un período de tiempo determinado, como la

localización espacial del crecimiento de la demanda.

Esta información se obtiene a través de métodos de estimación espacial. Aunque existen

diferentes métodos basados en la distribución espacial de la carga, muchos coinciden en la

ubicación geográfica del crecimiento de la demanda dividiendo la zona de estudio en

microáreas.

2.6 Método de Microáreas para la estimación de la demanda [4]

Este método se basa en la localización espacial del crecimiento de la demanda eléctrica

dividiendo la zona servida en un número determinado de áreas pequeñas denominadas

microáreas.

La técnica más popular para definir las microáreas, consiste en sectores con formas

regulares que dividen la región de estudio en áreas cuadradas (cuadrículas) como se puede

apreciar en la Figura 2.4 (a). Con los datos históricos de la demanda para cada microárea y el

uso de algún método de predicción se obtiene una proyección del futuro para cada una

determinada por su naturaleza geográfica.

Otra alternativa es la división de la zona en polígonos irregulares, de esta manera las

microáreas serán de distintos tamaños y formas como se aprecia en la Figura 2.4 (b). Este

25

método puede realizarse en base a la agrupación de circuitos, subestaciones o regiones del

sistema de sub-transmisión. La estimación de la demanda de cada grupo de elementos,

constituirá la proyección de cada microárea y conllevará a la proyección del sistema.

(a) (b)

Figura 2.4 División de zonas servidas en microáreas cuadradas (a) o irregulares (b)

La demanda máxima dentro de una microárea servida por una subestación crece por dos

razones específicas:

La incorporación de nuevos usuarios a la red.

La adición, por parte de los usuarios ya existentes, de nuevos aparatos eléctricos o el

reemplazo por aparatos modernos que requieren más potencia. Esto determina la

tendencia de crecimiento en la curva de demanda de la microárea.

2.7 Definiciones de parámetros eléctricos

2.7.1 Carga conectada o potencia instalada

Es la sumatoria de la potencia en vatios de todos los equipos eléctricos (datos de placa) que

se conectan a la red en un inmueble determinado. Se puede expresar en kW o en kVA según

se requiera.

(2.1)

26

2.7.2 Demanda máxima

Como su nombre lo indica, es la demanda más alta que ocurrió en un cierto período de

tiempo “t” considerado. Se puede observar su representación en la Figura 2.3.

2.7.3 Factor de potencia

El factor de potencia se define básicamente como el cociente entre la potencia activa y la

potencia aparente.

Cuando se aplica a circuitos polifásicos en que el voltaje y la corriente son senoidales y

balanceados, el circuito se analiza por fases; así, el factor de potencia está dado de la siguiente

manera:

(3.2)

Donde:

: Factor de potencia.

: Coseno del ángulo de atraso de la corriente con respecto al voltaje en la carga.

2.8 Definición del centro de carga [9]

El centro de masa entonces, es representativo de toda la masa del objeto o cuerpo como una

partícula. De forma similar el centro de carga es representativo de toda la carga o demanda de

un área de influencia alimentada por una subestación.

El área de influencia de subestaciones es la demarcación de las cuadrículas con una

demanda de potencia correspondiente, designadas a ser abastecidas por una subestación

definida. Al comparar un objeto plano de masa definida con esta área de influencia o de forma

más detallada la afinidad de sus partículas de masa con la demanda por cuadrícula se halla la

analogía del centro de masa con el de carga.

A diferencia de este objeto plano cuya masa está definida e invariable, la demanda de

potencia en cada cuadrícula cambia en el tiempo, sin embargo, su centro de carga aplica al

instante de la demanda máxima.

27

Para obtener las ecuaciones de centro de carga se emplean las ecuaciones de centro de masa,

sustituyendo las variables de masa total de las partículas (M) por la demanda total suplida por

la subestación (D) y el elemento de masa de la partícula “i” (mi) por la demanda de la

cuadrícula “i” (di), de la siguiente forma:

donde:

y : Coordenadas “x” y “y” del sistema de referencia de la partícula “ ”

y : Coordenadas “x” y “y” del sistema de referencia del centro de carga.

2.9 Criterios de Diseño

2.9.1 Tensiones normalizadas [10]

En CORPOELEC Zona Miranda los niveles de tensión normalizados en distribución son

los siguientes:

13,8 kV: Alimentadores primarios de distribución.

34,5 kV: Líneas de subtransmisión o circuitos de distribución para áreas rurales.

115 kV: Tensión de subtransmisión.

2.9.2 Capacidades de subestaciones normalizadas [11]

Para el diseño de la expansión de las subestaciones se utilizarán las capacidades y número

máximo de transformadores normalizados por CORPOELEC Zona Miranda, los cuales

son:

28

Tabla 2.2 Capacidades y N° Máximo de TRX’s normalizados por CADAFE para una

Subestación de Distribución.

Relación de

Transformación

Capacidad por TRX

(ONAN/ONAF)

N° Máximo

de TRX

115/13,8 kV 15/20 MVA 2

30/36 MVA 4

115/34,5 kV 15/20 MVA 2

24/30 MVA 2

34,5/13,8 kV 5 MVA 2

10 MVA 2

2.9.3 Capacidad firme de subestaciones. [12]

Se debe lograr que el tiempo de interrupción, causado por la falla de un transformador en

una subestación de distribución, sea lo más corto posible. La capacidad de transformación de

una subestación de distribución, o de un grupo de subestaciones, debe ser tal que con el

transformador de mayor capacidad fuera de servicio, aún sea posible alimentar la totalidad de

la demanda.

Se acepta comúnmente que un transformador de potencia puede alimentar, durante cierto

tiempo, una demanda pico correspondiente al 130% de su capacidad nominal, sin sufrir una

disminución importante en su esperanza de vida. Concretamente, según las normas American

National Standarsds Institute (ANSI), apéndice C 57.92, 1962, un transformador de potencia,

con una temperatura ambiente de 35 ºC, con una carga previa al pico de demanda del 70% de

su capacidad nominal, y una duración del pico de carga de 8 horas al 130% de su capacidad

nominal, sufre una pérdida de vida del 1%. De acuerdo con esto la capacidad firme de una

subestación viene expresada por:

(3.3)

Donde:

: Capacidad firme

: Es la capacidad nominal del transformador .

: Es la capacidad nominal del transformador de mayor capacidad en la S/E.

: Es el número de unidades de transformación en la S/E.

: Capacidad del sistema.

29

De la expresión (3.3) resulta lo siguiente:

Subestaciones aisladas, con un solo transformador, no tienen capacidad firme.

No tiene objeto instalar más de cuatro (4) transformadores en una S/E, puesto que con

cinco (5) la capacidad firme resulta mayor a la capacidad nominal.

La demanda puede ser alimentada continuamente por una S/E aislada expresada en

porcentaje de la capacidad nominal es la siguiente:

(3.4)

Tabla 2.1 Demanda que puede ser alimentada por una Subestación.

Número de Transformadores Demanda (%)

1 0

2 65,0

3 86,7

4 97,5

Si se alimenta una carga mayor a la anterior, en caso de falla de un transformador de

potencia, el suministro de energía debe ser racionado.

El criterio de planificación establece que para el año horizonte, la carga máxima proyectada

de la red debe ser menor que su capacidad firme, por lo que es un factor decisivo en el

dimensionamiento de las subestaciones. Para asegurar entonces la capacidad firme de las

subestaciones, desde su implementación debe tener un mínimo de dos transformadores

preferiblemente idénticos y con enlace de barras que permita el traspaso de la carga en caso

de emergencia.

CAPITULO 3

METODOLOGÍA PROPUESTA

Los modelos utilizados para la estimación de la demanda eléctrica a largo plazo, como es en

el caso del área de distribución eléctrica, son del tipo causal basado en el uso de la tierra [4],

los cuales están conformados tanto por un modelo urbano como por otro de carga. El modelo

urbano debe simular las variables independientes a proyectar y el modelo de carga simulará

las variables dependientes que transformarán el comportamiento urbano en las unidades

eléctricas requeridas. Sin embargo, es importante definir adicionalmente la porción en la que

se puede subdividir el área de estudio para posteriormente aplicar lo concerniente a los

submodelos de estimación de demanda.

En el caso de los Valles del Tuy se utilizó como metodología; para el caso de la variable

independiente, la evolución a largo plazo de las variables urbanas de población (por estratos

de ingreso) y empleo (por rama de actividades económicas) esto tiene como finalidad estimar

la demanda eléctrica a través de la definición de hipótesis de desarrollo urbano en períodos de

tiempo quinquenales hasta completar 15 a 20 años, para así definir las expansiones que el

sistema de distribución requiere en cuanto a ampliación y/o nuevas subestaciones y redes

primarias.

La metodología que se presenta a continuación señala las diferentes etapas de este proyecto

y permite realizar ordenadamente el estudio de planificación a largo plazo, de forma tal que

pueda ser seguido en la elaboración de futuros estudios. Consta de siete (7) etapas de trabajo

las cuales se describen a continuación:

31

Recopilación de

información

Caracterización

del área en

estudio

Procesamiento y

análisis

Predicción de la

demanda en un

área pequeña

Planteamiento

de Escenarios

Determinación del

portafolio de obras

de inversión a largo

plazo del sistema

eléctrico

Inicio Fin

Definición de

estrategias del

sistema eléctrico

de distribución a

largo plazo

PROCESOS RESULTADOSDATOS

Figura 3.1 Etapas de la Metodología Propuesta

3.1 Caracterización del área en estudio

Se debe definir y delimitar el área de estudio, identificando la ubicación de las

subestaciones existentes, topología de redes, así como los desarrollos territoriales.

3.2 Recopilación de información

Las fuentes de información que se emplearon en el estudio fueron:

3.2.1 Data eléctrica

Planos georeferenciados de la red de distribución del año base: En el mismo se

debe representar fielmente las subestaciones operativas, las rutas geográficas de todos

los circuitos de media tensión, así como el calibre de cada conductor perteneciente a

cada circuito; en el mismo también se deben indicar las interconexiones con otros

circuitos mediante seccionadores y la información detallada de los equipos conectados

a la red como son los transformadores de distribución asociados a cada circuito.

Histórico de las corrientes por cada uno de los circuitos (lecturas de corrientes

máximas no coincidentes) del año base: Esta data histórica se obtiene de las

32

mediciones realizadas mes a mes del año en cuestión en cada uno de los circuitos, que

son alimentados por una subestación en particular, de dicha información se toman

específicamente las corrientes máximas de cada uno de los circuitos.

Diagrama unifilar de las subestaciones operativas para el año base: El diagrama

debe reflejar la información básica en cuanto al número de unidades de

transformación, capacidad nominal, relación de transformación, tipo de conexión,

salida de circuitos primarias, entre otros. Con este diagrama además de tener una

visión general del estado actual de la subestación se puede determina su capacidad

firme con lo cual se puede constatar que la misma no se esté sobrepasando según los

datos obtenidos de demanda actual previendo así la necesidad o no de la instalación

y/o ampliación nuevas de unidades a futuro.

Identificación y ubicación de las factibilidades de carga solicitadas a la empresa:

El listado de proyectos y solicitudes de carga que requieren ser conectados al sistema

eléctrico y cuanto es la demanda que se solicita. Es recomendable que dicha

información esté georeferenciada para conocer específicamente donde se estará

solicitando la conexión.

Índices de demanda: Los mismos se obtienen fundamentalmente de la estimación de

equipos eléctricos usados por la población y empleo a los fines de obtener la

proyección de demanda eléctrica, es decir de acuerdo a la posesión de artefactos

eléctricos (electro-domésticos o equipos industriales dependiendo de la aplicación)

para cada uno de los usos finales que se les den, se obtendrá la demanda máxima por

tipo de suscriptor (tipo de familia o inmueble).

3.2.2 Data Urbana

Datos de estimaciones de crecimiento de población y empleo: Los resultados de

estudios de estimación del crecimiento de población y empleo en el área de estudio se

deben buscar ante los entes públicos y privados especializados. Los datos deben partir

del año base tomado como referencia hasta un horizonte de 25 añespecificoseben ser

lo más específicos posible considerando la menor división político-territorial de dicha

zona ó el equivalente a segmentos censales.

33

Plano en AutoCAD del área en estudio: Se debe llevar el área de estudio

georeferenciadamente a un plano en AutoCAD donde se aprecien las zonas en estudio.

3.3 Procesamiento y análisis

3.3.1 Estimación de la demanda máxima de cada zona

Se obtiene la demanda máxima de cada una de las zonas que conforman el área de estudio al

multiplicar los datos de población y empleo asociados con su índice de demanda

correspondiente.

3.3.2 Asignación de la demanda por puntos de transformación

Para lograr la asignación de demanda por puntos de transformación se utilizó como

programa computacional de simulación el PADEE, el cual es un conjunto de programas de

análisis, cálculo de flujos de cargas y energías de las redes distribución de energía eléctrica.

Los programas se manejan en torno a los planos elaborados en AutoCAD y en ambiente

Windows. La base CAD le brinda un fácil y rápido manejo de la información geo-espacial

proporcionando el sistema de información necesario en el área de Distribución. Utiliza

tecnologías GIS y tecnologías de Diseño Asistido por Computadoras. El manejo de la base de

datos es gráfico, los programas toman automáticamente de los planos, los datos y los

resultados se presentan con colores o señales gráficas que destacan los puntos más relevantes

del análisis. Los resultados detallados son del tipo impreso. [13]

El PADEE es un programa utilizado para el análisis de redes de distribución, tanto en

mediana tensión 13.8 KV, (análisis de redes primarias), como en baja tensión 120 V, 208 V y

240 V, (análisis de redes secundarias), con el cual se puede determinar el estado en el que se

encuentra el sistema de una zona determinada, permitiendo obtener un aproximado de las

caídas de tensión, carga en los conductores, corrientes de cortocircuito, entre otras, en cada

uno de los circuitos que conforman el sistema. El sistema PADEE, es muy utilizado para

poder determinar el estado en el que se encuentra el sistema en la actualidad y a través de una

proyección de demanda estudiar el sistema a futuro y de esta manera poder tomar las medidas

correctivas y/o preventivas necesarias para poder brindar un mejor servicio a los suscriptores

que dependen de esta empresa. Para la elaboración de este trabajo de grado se hará énfasis

34

sólo en las herramientas necesarias para tal fin, por tanto se especificará sobre el uso del

Sistema de Análisis de Redes Primarias (SARP). [13]

A continuación se describe el proceso realizado para asignar la demanda a los puntos de

transformación del plano PADEE del año base:

1. Se debe obtener la corriente máxima para el año base de cada uno de los circuitos

pertenecientes a las subestaciones que conforman el sistema eléctrico del área en

estudio, para el caso que compete este estudio las corrientes máximas mensuales se

muestran en el Apéndice C.

2. Utilizando la herramienta computacional PADEE se utiliza la opción

“IDENTIFICAR” y es la primera opción requerida antes de ejecutar las demás, con la

cual se identifican las características de cada uno de los circuitos y esto servirá para

los análisis de flujo de carga. Las características son:

Número del circuito

Nombre del circuito

Factor de potencia medido

Corriente medida

3. Luego de identificar cada circuito, se utiliza la opción “REPARTIR”, con esta opción

se hace la repartición de la corriente implantada en cada circuito por cada una de las

ramas que lo conforman de acuerdo con la capacidad de transformación de cada

banco, repartida la misma proporcionalmente. El reparto de carga lo hace el programa

automáticamente.

4. Posteriormente se selecciona la opción “ANALIZAR” con la cual el programa calcula

los flujos de carga y arroja al final tanto los resultados concernientes a las caídas de

tensión como a la carga en cada uno de los tramos que conforman el circuito, las

pérdidas en las líneas y la demanda total del circuito.

5. Para el caso de que se desee realizar el análisis no de un circuito si no de un grupo de

los mismos el programa tiene la opción “PROCESAR GRUPO DE CIRCUITOS”, al

35

seleccionar esta opción se presenta en pantalla la ventana que se puede apreciar en la

Figura 3.2. De esta ventana se seleccionan los circuitos a analizar y adicionalmente si

se requiere un análisis de todos se selecciona directamente la opción “PROCESAR

TODOS” con lo cual se obtienen los resultados de caída de tensión y de carga en los

conductores, así como las pérdidas y la demanda de cada circuito de manera

individual.

Figura 3.2 Ejemplo de ventana con la Lista de Circuitos.

6. Al final se puede seleccionar la opción “SUMARIO”, la cual ofrece una lista detallada

con los resultados del flujo de carga.

Luego de realizar los pasos anteriores se tiene en cada punto de transformación la demanda

asignada por PADEE, con lo cual utilizando la opción de “UBISUB” se puede seleccionar la

polilínea de una de las zonas del área de estudio y obtener la demanda asociada a ella. Esta

opción permite obtener la suma de las demandas de cada uno de los puntos de transformación

que se encuentre dentro de la zona seleccionada, y aunque es una opción utilizada

principalmente para la obtención del centro de carga de una subestación requerida para

satisfacer esta demanda para el caso particular de esta parte del estudio se tomó únicamente

como valor de la demanda de zona en cuestión.

3.3.3 Calibración de la demanda eléctrica

La calibración de la demanda eléctrica consiste en corroborar que los índices seleccionados

para convertir los datos de población y empleo arrojen un valor de demanda que sea cónsono

con la realidad, es decir que al utilizarlos para establecer los valores de demanda de la red de

36

distribución del área en estudio, ésta coincida con la obtenida por las simulaciones en el

PADEE, donde se monitorean cada uno de los circuitos que componen la red de distribución.

Para los efectos de esta metodología, la verificación se hace sumando el valor obtenido de la

demanda estimada para cada uno de los sectores de la población más la demanda estimada

para cada tipo de empleo pertenecientes a una zona en particular del área de estudio;

obteniendo así el valor de la demanda en una zona.

Se repite el procedimiento anterior en todas las zonas que conforman el área de estudio, esto

con el fin de comparar dichos valores con los obtenidos para cada zona en el PADEE y de

esta manera verificar el rango de diferencia, cuya magnitud dependerá del nivel de tolerancia

que se quiera estipular. Se debe fijar un nivel de tolerancia.

Vale la pena destacar que los valores a comparar no deberían variar notablemente, de

hacerlo es necesario verificar el cálculo de los índices de demanda.

3.4 Predicción de demanda en un área pequeña

La ubicación geográfica de la carga se realiza dividiendo el área de estudio en áreas

pequeñas y pronosticando la demanda en cada una de ellas, para así determinar la cantidad y

el lugar del crecimiento de la carga en el sistema de distribución eléctrica [4]. Tres

aproximaciones son usadas para dividir el área de estudio en áreas pequeñas. Estas

aproximaciones siguen los siguientes criterios:

a.- Un área definida por los equipos que forman el sistema de distribución: alimentadores,

circuitos de la subestación, entre otros. (micro-áreas).

b.- Un cuadriculado uniforme basado en la necesidad de la aplicación (cuadrículas). Es

importante mencionar que una cuadrícula para la empresa es una superficie de 25 hectáreas.

Las dimensiones de la misma son de 500 metros de largo por 500 metros de ancho.

c.- Áreas de forma irregular definidas por sectores. Estos pueden ser: municipios,

urbanizaciones, manzanas, entre otros.

Con los valores obtenidos de la demanda por zona para cada uno de los años de estudio

hasta el año horizonte mediante el uso de los índices de demanda y conforme a la calibración

37

realizada, nos formulamos la siguiente pregunta ¿Cómo transferir el valor de esta demanda

para las 25 zonas de forma georeferenciada a áreas más pequeñas?, a manera de responder

esta pregunta se asumió que el comportamiento de las variables población y empleo siguen un

comportamiento similar de distribución con respecto a la red eléctrica de dicha zona.

Posteriormente con la transferencia de toda esta información al programa PADEE se puede

estimar la demanda que tendrán que suplir cada una de las subestaciones del área general de

estudio. Como criterio se plantea utilizar la opción b. antes mencionada, donde al plano del

año base se le dibujan las cuadrículas y se aplica el Programa de Predicción de Corto y

Mediano (PPDCM) el cual es una herramienta del PADEE y está conformado por dos

programas donde en particular uno de ellos contiene cuatro opciones o módulos que permiten

realizar la totalización de demanda o energía por cuadrícula. [13] La opción utilizada en este

caso fue:

TOTALIZAR CARGA: Esta opción totaliza la demanda asignada a cada punto de

transformación y genera un listado de cada una de las cuadrículas con su carga

asociada (Figura 3.3). Se representa la información dentro óvalos de color rojo

ubicados en la esquina superior izquierda de cada cuadrícula del plano como se puede

apreciar en la Figura 3.4.

Figura 3.3 Ejemplo de un listado generado al utilizar la opción totalizar la carga por

cuadrículas

Letra de la coordenada X del sistema de Planos

Letra de la coordenada Y del sistema de Planos

Letra de la subcuadrícula o plano 1:1000 KVA Instalados

KW

KVAR

38

Figura 3.4 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma

El listado generado es un arreglo que simula la disposición geográfica de las microáreas

donde se le da una nomenclatura para cada una de ellas que permita su localización en el

espacio geográfico. Estas cuadrículas se identificaran mediante combinaciones de letras en

tres coordenadas separadas por comas (,), la primera en el orden horizontal y la segunda en el

vertical de la microárea, la última letra identifica la cuadrícula dentro de esa microárea. Como

ejemplo la Figura 3.5 muestra la cuadrícula B,C,M en la cual la microárea es representada por

la coordenada horizontal o eje X la cual corresponde a la letra B y por la coordenada vertical

o eje Y correspondiente a la letra C y finalmente la letra M representa la cuadrícula dentro de

la microárea.

Figura 3.5 Ejemplo del sistema de cuadrículas utilizado por PADEE

39

Se debe acotar que la totalización de la carga por cuadrícula sólo se podrá realizar para el

año base en estudio, dado que sólo se conocen las corrientes máximas de ese año y en años

posteriores.

En la Figura 3.6 se muestra un ejemplo particular de una zona DELEC la número 5011

correspondiente al área de los Valles del Tuy, en la cual se observan los circuitos que la

componen, así como también se presenta la totalización en la esquina superior izquierda de

cada cuadricula de la demanda eléctrica para el año base.

Figura 3.6 Ejemplo de una zona de los Valles del Tuy

A los efectos de estimar la demanda en KVA que deberán suplir las subestaciones a largo

plazo, se procede a convertir las demandas obtenidas de cada una de las cuadriculas

expresadas en unidades de KW y KVAR a unidades de KVA usando la expresión (3.1). En

particular los valores obtenidos de esta conversión para el año base (2008) para la zona

DELEC 5011 se aprecian en la Tabla 3.1.

(3.1)

40

Tabla 3.1 Valores de potencia asociados a cada una de las cuadriculas que conforman la zona

DELEC 5011 del área en estudio.

De la suma total de los KVA de las cuadrículas de la Tabla 3.1 se obtiene la demanda total

de la zona DELEC ejemplo del año base.

Posteriormente se requiere calcular la contribución de cada una de las cuadrículas que

conforma la zona con respecto al total de la demanda, para lo cual se utiliza la expresión que

se muestra a continuación:

(3.2)

Por ejemplo tomemos una cuadrícula cualquiera M,N,Z su contribución es:

41

Del pronóstico de demanda realizado a partir del modelo de carga, utilizando las variables

de población y empleo así como los índices de demanda asociados a cada uno, se obtuvo que

para la zona DELEC 5011 en el año 2013 su demanda será de 14589,10 KVA.

Para llevar este valor a cada cuadrícula correspondiente al año 2013 se multiplicó de manera

escalar el factor de contribución, obtenido de la expresión (3.2), de cada cuadrícula

correspondiente al 2008 por el valor demanda estimado para el año 2013. Ejemplo:

Se incrementó la demanda de las cuadrículas de manera escalar conforme al grado de

contribución de cada cuadrícula con respecto año base 2008. Este método es recursivo para el

resto de los años del estudio de largo plazo.

Luego que se obtiene la demanda para cada una de cuadrículas para el año en estudio el

valor en KVA se procede a convertir dicho valor en unidades de KW y KVAR mediante las

siguientes expresiones:

(3.3)

(3.4)

Esto se hace con la finalidad de poder cargar lo valores de demanda en KW y KVAR del

año 2013 al PADEE mediante el uso de la herramienta PPDCM.

Nota: Para la definición del factor de potencia, no se obtuvieron los registros de potencia

activa y reactiva de la zona, sin embargo se decidió emplear un fp =0,9 para los cálculos el

cual es utilizado en la unidad de planificación de la región, para los diferentes análisis del

sistema de distribución.

La opción utilizada de la herramienta PPDCM del PADEE para incorporar los valores de

demanda de cada una de las cuadrículas para el año en estudio es:

42

ENTRADA DE CARGA: Realiza el proceso inverso, al de TOTALIZAR CARGA.

Toma del listado de las cuadrículas las demandas ya procesadas y las incorpora a cada

punto de transformación en forma proporcional a la capacidad instalada de los

transformadores de esa cuadrícula en particular. También coloca en el plano el total

por cuadrícula que se utilizó como entrada en un óvalo de color azul como se observa

en la Figura 3.8. [11]

Figura 3.7 Ejemplo de una cuadrícula indicando el total de demanda de la misma y el valor

estimado

3.5 Planteamiento de Escenarios

Debido a la existencia de incertidumbre sobre el desarrollo de la región y por ende sobre la

demanda estimada, se deben plantear escenarios que intenten cubrir las necesidades de

expansión a futuro, considerando variables socio-económicas que afecten el estudio. Algunas

variables que se pueden tomar en cuenta son las siguientes: la variación de la demanda de la

población y empleo, una intensificación de uso en las industrias existentes, entre otros

aspectos que dependerán de la visión del planificador y del comportamiento histórico y actual

del área de estudio.

Generalmente se establecen tres escenarios de estudio:

1. Uno optimista donde la demanda suele ser la de mayor magnitud.

2. Uno medio donde los parámetros tomados en cuenta para establecer la demanda no

consideran todos los crecimientos posibles en la zona.

43

3. Finalmente un escenario pesimista cuya magnitud de demanda es la más baja y suele

utilizar parámetros de crecimiento mínimos en el área de estudio.

3.6 Estrategias de expansión del sistema eléctrico de distribución a largo plazo

Las estrategias de expansión en el largo plazo como parte de la planificación del sistema

eléctrico de distribución se realiza una vez conocida las estimaciones de demanda para los

años en estudio hasta el año horizonte “T+25”, donde “T” es el año base. Este estudio da una

visión de la posible expansión del sistema y asegura la plena utilización del los equipamiento

existentes y permite orientar las inversiones necesarias para cubrir los objetivos del estudio de

largo plazo.

La planificación a largo plazo permite visualizar algunos escenarios posibles a futuro sobre

el comportamiento de la carga, permitiendo evaluar la vialidad económica de los desarrollos

necesarios a corto y mediano plazo y de esta manera identificar la necesidad o no de

implementar nuevas subestaciones. En este sentido las mismas requieren de mayor tiempo que

el de las redes primarias de distribución, por este motivo se deben planificar con antelación,

considerando su localización, el tipo de configuración y la capacidad a instalar.

De manera general la planificación a largo plazo incluye:

a. Dimensionamiento de subestaciones urbanas

El dimensionamiento de las subestaciones urbanas depende de los siguientes criterios:

Capacidad de reserva: En condiciones normales de operación las unidades de

transformación no deben funcionar a su máxima capacidad, esto permite una reserva

de carga que es la que se emplea en una condición de emergencia, llamaremos

capacidad de reserva inactiva a las unidades móviles instaladas para estos casos y

capacidad de reserva activa a la incorporada a los equipos en servicio representada por

la capacidad firme instalada en la subestación.

Capacidad firme de la subestación: Para el dimensionamiento de subestaciones debe

considerarse el peor caso posible, el cual es la operación en emergencia, que

44

representa la pérdida del transformador de mayor capacidad de la subestación, esto

debido a que el diseño debe poder satisfacer la carga por un tiempo determinado que

no supere el tiempo máximo de sobrecarga de los transformadores, en caso de que

ocurra esta condición.

Modelo de expansión de subestaciones: Al construir una nueva subestación se debe

garantizar que con al menos dos unidades de transformación se asegure la capacidad

firme desde su puesta en funcionamiento, teniendo siempre presente la posibilidad de

una futura expansión. Se propone para el caso de las subestaciones urbanas la

expansión como le ilustra en la Figura 3.8 con una configuración inicial de dos

transformadores idénticos y un enlace de barra normalmente abierto (NA) asegurando

una rápida intervención en la transferencia de carga en el sistema. La primera

expansión consiste en la instalación de un tercer transformador idéntico a los

anteriores. En caso de pérdida de una de las unidades, las otras funcionarían en

paralelo cerrando la unión de barra y cubriendo la carga del transformador fallado.

[12]

Figura 3.8 Crecimiento de subestaciones [12]

Por último, la configuración final de la subestación es con 4 transformadores similares con

posibilidad de funcionamiento en paralelo, en caso de pérdida de una unidad las tres restantes

operan en paralelo y absorbiendo hasta un 97,5% de la capacidad nominal de placa de la

subestación. Una subestación en su etapa final es autosuficiente, en el caso de pérdida de una

unidad, partiendo de las premisas antes mencionadas.

Conocida la matriz geográfica del pronóstico de carga a largo plazo (año T+25), se delimita

el área de influencia de cada una de las subestaciones con un valor igual o inferior a su

Etapa inicial de la S/E Primera expansión de la S/E Última expansión de la S/E

45

capacidad firme. Es aquí donde se identifica si es necesario la ampliación y/o construcción de

nuevas subestaciones para garantizar el suministro de energía en toda el área estudiada,

tomando en cuenta que se busca el máximo aprovechamiento de los equipos.

b. Ubicación de las subestaciones de Distribución

La metodología utilizada para la ubicación de las subestaciones se explica a continuación:

Se asocia la carga de las zonas a las subestaciones existentes, por medio de la demanda

concerniente a cada cuadrícula que se encuentran dentro del área en estudio, lo que permite

determinar el incremento de la carga en la subestación a partir de la evolución de la misma.

La ubicación óptima de las nuevas subestaciones es el objetivo fundamental del estudio,

debido a que los costos asociados al desarrollo de la red eléctrica dependerán directamente del

lugar donde se localicen las mismas. Para cumplir con estas premisas, se han desarrollado

diversidad de métodos, los cuales pueden variar considerablemente dependiendo de la técnica

que utilicen y del tipo y cantidad de datos que se requieran. Al obtener la demanda en cada

uno de los escenarios de crecimiento, se puede establecer la ubicación posible de las nuevas

subestaciones que se requieran en el futuro considerándose para ello dos procedimientos

principales, los cuales son establecer las nuevas áreas de servicio y calcular posteriormente

los centros de carga de las nuevas áreas de servicio.

Para establecer las nuevas áreas de servicio se debe realizar lo siguiente:

Revisar la capacidad firme y las áreas de servicio actuales de las subestaciones

operativas en la región. Cuando se está planificando como ya se mencionó la

capacidad que se debe manejar para el diseño de una subestación ante posibles salidas

forzadas o de emergencia de unidades de transformación es la CF.

El establecimiento de las áreas de servicio total a máxima capacidad de cada una de

las subestaciones actuales se logra sumando las demandas de las cuadrículas que

puede servir en particular cada una de las mismas hasta llegar a su máxima capacidad

de servicio, y al marcar dichas cuadrículas se conformará la nueva área de servicio de

cada una de las subestaciones.

46

Definidas las áreas de servicio actuales, las áreas restantes se utilizan para establecer

las nuevas subestaciones utilizando el mismo procedimiento explicado anteriormente.

Ya definidas las nuevas áreas de servicio, solo resta calcular los centros de carga donde se

ubicarán las nuevas subestación. Dicho procedimiento se explica en el Capítulo 2.

El procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones se muestra

en la Figura 3.9.

Llevar a máxima CF cada una de

las subestaciones y delimitar las

áreas de servicio para cada uno

de los escenarios planteados

Revisar la CF y las áreas de

servicio de cada una de las

subestaciones operativas para el

año base

Los espacios que queden sin

servir definen las nuevas áreas

de servicio de las futuras

subestaciones

Definidas las nuevas

subestaciones se procede a

calcular los centros de carga

InicioDimensionamiento de

subestaciones urbanas

Ubicación de las

subestaciones de

distribución

Fin

Figura 3.9 Procedimiento general para el dimensionamiento y ubicación de subestaciones

c. Planteamiento de Alternativas de Expansión [12]

En la planificación a largo plazo al ubicar y dimensionar futuras subestaciones, así como

al ampliar las existentes se plantean posibles configuraciones del sistema con base a una

distribución de carga originada de un posible crecimiento de la demanda. Este aumento en la

demanda a su vez origina una configuración del sistema presente, donde esta última

configuración abre paso al abanico de alternativas de las cuales se buscan las más probables

y/o factibles para cumplir con dicha configuración.

47

3.7 Determinación del portafolio de expansión del sistema eléctrico de distribución

Consiste en una lista de obras que deberán realizarse cada quinquenio, producto del diseño

del plan a largo plazo. Las cuales contemplan como parte del estudio realizado los siguientes

tipos de obras:

Previsión de espacios para nuevas subestaciones y servidumbres de paso para las

líneas de subtransmisión.

Creación de nuevas instalaciones o aumento de capacidad de las existentes a fin de

suplir la demanda a corto plazo.

Electrificación de nuevos barrios o centros poblados

Alimentación a suscriptores de alta demanda.

Y adicionalmente fuera de este estudio:

Remodelación de redes actuales por deterioro físico u obsolescencia.

Modificaciones al sistema de ser requerido, a fin de mejorar la continuidad, calidad o

flexibilidad del servicio suministrado.

Cambios en los estándares de diseño como nivel de tensión para distribución,

dimensionamiento de subestaciones, configuración e incorporación de nuevas

tecnologías.

CAPITULO 4

LOS VALLES DEL TUY

DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO

En los estudios de planificación es necesario conocer el sistema de distribución actual, su

configuración, características de operación y sus límites de confiabilidad. De esta forma

podrán definir con un criterio más acertado, las posibilidades de expansión, contando con la

infraestructura existente. Se dará a continuación información relevante del área de estudio así

como información sobre las características principales de las subestaciones operativas del

área.

4.1 Información Geográfica y Urbana de Los Valles del Tuy

Los Valles del Tuy es una región que se encuentra en el Estado Miranda y forma una

depresión entre dos formaciones orográficas, a partir de las cuales comienzan a abrirse la

llanura barloventeña que separa las Serranías del Litoral y del Interior, por su extremo este.

Está emplazada en el valle más amplio de todos los generados por la topografía de la Región

Metropolitana de Caracas, el cual está conformado por la hoya media del río Tuy.

Territorialmente, limita: al norte con los Altos Mirandinos, Área Metropolitana de Caracas,

y Guarenas-Guatire-Araira; al sur con los estados Aragua y Guárico y al este con Barlovento

del estado Miranda (Figura 4.1).

49

Figura 4.1 Ubicación geográfica del área en estudio [14]

Los Valles del Tuy está conformado por seis municipios: Cristóbal Rojas, Urdaneta, Lander,

Simón Bolívar, Independencia y Paz Castillo; los cuales se pueden observar en Figura 4.2 en

color amarillo. Su sistema urbanístico está conformado por los centros poblados de

Charallave, Cúa, Ocumare del Tuy, San Francisco de Yare, Santa Teresa y Santa Lucía, que

son respectivamente las capitales de los municipios antes mencionados.

Figura 4.2 División Político Administrativa del área de los Valles del Tuy.

La presencia de extensos terrenos de suave relieve y con moderadas restricciones para el

desarrollo urbano, así como importantes mejoras en la accesibilidad y la proximidad de

abundantes recursos de agua, hizo que, desde finales de la década de los 50 del siglo pasado,

los Valles del Tuy fuesen identificados como lugar alterno de emplazamiento de actividades y

50

población, dentro de un plan que buscaba redistribuir el crecimiento futuro de la Región

Metropolitana de Caracas, a fin de mitigar las deseconomías de escala (congestión, altos

costos de la tierra y los servicios) que eventualmente afectarían al Área Metropolitana de

Caracas; y, al mismo tiempo, facilitar el logro de niveles de calidad de vida superiores

mediante un uso más eficiente de los recursos (especialmente suelo urbanizable). Los núcleos

urbanos funcionarían como ciudades satélites del gran centro metropolitano, no conurbados

con él y con relativa independencia funcional. Lamentablemente, la aplicación de esta

estrategia ha tropezado con notables altibajos en el consenso acerca de su conveniencia; y la

falta de continuidad en el programa de inversiones, así como notables fallas de gerencia, han

dado lugar a resultados de muy baja calidad urbanística y, desde luego, a consecuencias

bastantes negativas respecto a la calidad de vida y la eficiencia funcional y económica. [15]

Aunque existe un Plan de Ordenamiento Urbano (POU) de los Valles del Tuy, actualmente

presenta una estructura urbanística poco articulada. El desarrollo de los distintos núcleos

urbanos viene ocurriendo con escaso control y muchos emplazamientos habitacionales o de

servicios se localizan fuera de las “poligonales urbanas”; y el crecimiento sin control se ha

agravado en los últimos años, especialmente a partir de los deslaves ocurridos en los estados

Vargas y Miranda a finales de 1999, debido a esto se transformó en la principal zona de

recepción de damnificados. [15]

En virtud de no existir políticas concretas de crecimiento regional, no se ha consolidado

ningún centro poblado que desempeñe el rol de centro subregional, ni hay una dotación

adecuada de equipamientos de escala metropolitana. Ocumare del Tuy concentra mayor

cantidad de servicios públicos y administrativos y su comercio ofrece mayor diversidad de

bienes, por lo que se considera el centro de mayor jerarquía, conjuntamente con Charallave,

que presenta algunos servicios de rango similar y sirve de asiento a importantes usos

industriales. Existen déficits importantes en los equipamientos de salud, educativos y

recreacionales, al igual que en el suministro de agua potable y servicios de comunicación. En

materia de transporte, existen dos aeropuertos (cerca de Ocumare del Tuy y de Charallave),

una línea de trenes interurbanos (Caracas-Charallave-Cúa), una red vial de buena calidad que

intercomunica los distintos centros poblados, y un proyecto de conexión troncal con la

autopista hacia oriente (Verota-Kempis); pero el transporte público es deficiente. [15]

51

La pobre calidad urbana presente, en forma generalizada, en toda la región, le ha dado un

carácter predominante de suburbio residencial de Área Metropolitana de Caracas. La

actividad industrial ha decaído significativamente en los últimos años, con marcado abandono

de algunos parques industriales; en cuanto a la actividad agraria, aunque el 12% de su

superficie tiene alto potencial para dicho uso y prevalecen algunos asentamientos agrícolas

importantes (Colonia Mendoza, Soapire, Las Adjuntas, El Rosario, Siquire), el empleo en esta

actividad es relativamente limitado. El crecimiento más significativo del empleo ha ocurrido

en el sector terciario: servicios y comercio vinculados a la demanda de los residentes de la

región. La dinámica de empleo es, en consecuencia, muy compleja por la estrecha relación

con el Área Metropolitana de Caracas y otras zonas vecinas (valles de Aragua, y Altos

Mirandinos, principalmente); cerca del 45% de su fuerza laborar encuentra empleo fuera de la

región. Por otra parte, una proporción importante de sus residentes se desplaza, diariamente o

con mucha frecuencia, hacia el Área Metropolitana de Caracas para realizar actividades que

no son atendidas satisfactoriamente en los Valles del Tuy. Todo ello ocasiona un incremento

muy significativo de la demanda de transporte hacia y desde el Área Metropolitana de

Caracas. [15]

4.2 Zonificación del área en estudio

Como se explicó en la metodología propuesta, la planificación en el largo plazo se estima a

partir de variables urbanas para ello se tomó como insumo el estudio de Estimación de la

Demanda Eléctrica a Largo Plazo para el Distrito Capital y los estados Miranda, Vargas y

Aragua, realizado por INSURBECA, donde se dividió el área de los Valles del Tuy en

segmentos censales llamados Zonas DELEC, dichos segmentos se originan de una división

geográfico-poblacional, realizada con la información del último censo levantado en la zona de

estudio. Donde cada zona DELEC es una unidad referencial de tipo espacial que obedece a un

criterio para presentar la información correspondiente al proceso operativo de

empadronamiento de hogares utilizado por el INE.

Las zonas DELEC, abreviación de zonas de demanda eléctrica, constituyen la unidad

espacial estratégica en la cual se presentará la información en el estudio. Constituye la unidad

fundamental para la estimación de demanda eléctrica a futuro en el total del área de estudio.

52

La definición de las zonas DELEC es un proceso complejo en el que se han tomado en

cuenta no solamente los criterios típicamente considerados en la definición de zonas de

estimación de demanda de transporte o de zonas de crecimiento urbano, sino que incorpora

además criterios que deben responder a la lógica del suministro del servicio eléctrico. Entre

las variables que debió revisarse para la definición de zonas DELEC, están: los segmentos

censales, la división político-territorial, los usos del suelo generalizados, las áreas de

influencia de las subestaciones eléctricas, la configuración de red eléctrica, las áreas naturales

protegidas, las barreras topográficas, los drenajes y cuerpos de agua, el alcance espacial de las

ordenanzas de zonificación urbana, los suelos vacantes, las poligonales de proyectos

estratégicos impulsados por el Estado. [16]

A continuación se detallan las zonas DELEC para el ámbito de estudio:

Tabla 4.1 Zonas DELEC que conforman el área de los Valles del Tuy

Municipio Zona

DELEC Nombre de la Zona DELEC Parroquia

Cristóbal Rojas

5001 Las Rosas Caujarito Las Brisas 5002 Brisas del Tuy Charallave 5003 Charallave Charallave 5004 Ciudad Miranda – Paso Real Charallave 5005 Conglomerado Industrial Charallave Charallave

Urdaneta

5006 Cúa Cúa 5010 Ciudad Zamora Cúa 5011 Las Mercedes Cúa 5012 Santa Cruz de Cúa Nueva Cúa

Lander

5020 Boca de Onza Ocumare del Tuy 5021 Santa Bárbara Santa Bárbara 5022 Piloncito Ocumare del Tuy

5023 Ocumare del Tuy Santa Bárbara - Ocumare del Tuy

Simón Bolívar 5030 Yare San Francisco de Yare 5031 La Aguada Arriba San Antonio de Yare

Independencia

5040 Tomuso – La Curta El Cartanal 5041 Santa Teresa Santa Teresa del Tuy 5042 Tumina Santa Teresa del Tuy 5043 La Botica Santa Teresa del Tuy 5044 La Fundación Santa Teresa del Tuy

Paz Castillo

5050 Cartanal – El Manguito Santa Lucía 5051 Los Guires Santa Lucía 5052 Santa Lucia Santa Lucía 5053 Paraíso del Tuy Santa Lucía 5054 El Placer de Siquire Santa Lucía

53

En la Figura 4.3 se puede apreciar como quedan distribuidas y el área que abarcan cada una

de las zonas DELEC en el área de los Valles del Tuy.

Figura 4.3 Distribución de las Zonas DELEC

4.3 Características de la curva de demanda eléctrica en el área de los Valles del Tuy

A continuación se muestran dos curvas correspondientes al servicio residencial de dos

municipios del área de los Valles del Tuy (Figura 4.4), como se aprecia la misma sigue el

mismo comportamiento de la Figura 2.3.

(a) (b)

Figura 4.4 Curva 24 horas en p.u. del servicio residencial en los Municipios Paz Castillo (a) y

Cristóbal Rojas (b) de los Valles del Tuy.

54

4.4 Información del estado actual del sistema eléctrico de los Valles del Tuy.

El sistema eléctrico de la región de los Valles del Tuy anteriormente estaba regido por

CADAFE, pero actualmente lo hace CORPOELEC. Para el este momento existen 15

subestaciones de distribución cuya situación se muestra en la Tabla 4.2.

Tabla 4.2 Condición Actual de las Subestaciones de Distribución

SUBESTACIÓN TRX

N°

REL. TRANS

(KV/KV)

CAP. NOM.

(MVA)

CAPACIDAD

FIRME (MVA)

N° DE CIRCUITOS

(13,8 KV)

CHARALLAVE II

1 115 / 13,8 30 39 10 2 115 / 13,8 30

3 115 / 34,5 36 46,8 - 4 115 / 34,5 36

ALVARENGA 1 115 / 13,8 20

26 6 2 115 / 13,8 20

OCUMARE II 1 115 / 13,8 36

46,8 8 2 115 / 13,8 36

SANTA LUCÍA 1 115 / 13,8 20

26 6 2 115 / 13,8 24

CÚA 1 34,5 / 13,8 15 (Unidad Móvil)

13 8 2 34,5 / 13,8 10

SANTA ROSA 1 34,5 / 13,8 10

13 2 2 34,5 / 13,8 10

OCUMARE I 1 34,5 / 13,8 10

13 5 2 34,5 / 13,8 10 TAZÓN 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 4

PARAISO 1 34,5 / 13,8 15 (Unidad Móvil) No tiene 2

INAVI 1 34,5 / 13,8 10

13 6 2 34,5 / 13,8 10 SANTA TERESA

I 1 34,5 / 13,8 10

13 4 2 34,5 / 13,8 10

LA RAIZA 1 34,5 / 13,8 10

13 6 2 34,5 / 13,8 10 PUEBLO NUEVO 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1 SANTA MARTA 1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1

CIUDAD MIRANDA

1 34,5 / 13,8 10 No tiene 1

En la Figura 4.5 se puede observar el Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles

del Tuy, en el cual sólo se hace referencia a las subestaciones que conforman el sistema de

distribución del área, su ubicación y nivel de tensión.

55

Figura 4.5 Atlas Eléctrico del Sistema Geográfico de los Valles del Tuy.

En la Figura 4.6 se aprecia la disposición de los circuitos de cada una de las subestaciones

consideradas en el estudio en las Zonas DELEC, dichos circuitos se encuentran

georeferenciados bajo el sistema REGVEN UTM sobre el área de los Valles del Tuy.

Figura 4.6 Disposición de los circuitos en el área de los Valles del Tuy.

56

4.5 Caracterización de la región en variables de desarrollo

Se debe caracterizar la región en variables de desarrollo, considerando:

Construcciones existentes: Representa la infraestructura actual de la Región, en la misma se

consideran los desarrollos residenciales, comerciales, institucionales, industriales y zonas de

desarrollo no controlado.

Nuevos Desarrollos y Grandes Proyectos de Construcción: Son los nuevos proyectos de

construcción residencial, comercial, institucional e industrial que influyen en el desarrollo de

la región. En este estudio se consideran:

Construcción de los desarrollos habitacionales de la Gran Misión Vivienda Venezuela

(GMVV).

Construcción de las Industrias de CORPIVENSA y del Parque Tecnológico Industrial

(PTI).

Construcción de los desarrollos habitacionales de GMVV: En abril de 2011 nace la Gran

Misión Vivienda Venezuela y todos los entes nacionales, regionales y municipales se adhieren

a cada una de las políticas que apoyan el eslogan vivir viviendo que requiere el pueblo

venezolano que resolverá el déficit habitacional del país. Los proyectos considerados para el

estudio se pueden apreciar en el Apéndice G.

Construcción de las Industrias de CORPIVENSA: A finales del año 2010 se hizo oficial

el requerimiento de servicio eléctrico para cuatro desarrollos industriales, los cuales son: una

fábrica de electrodomésticos, dos fábricas de productos plásticos y un complejo industrial

farmacéutico; cuya demanda total estimada de todo el complejo es de 74 MVA. [17].

Construcción del PTI: El requerimiento de esta obra surge desde mediados de 2010,

cuando los responsables del proyecto hacen la solicitud formal a la empresa. Se cuenta con

poca información acerca de este proyecto sólo se tiene su carga demandada de 26 MVA y su

ubicación geográfica. [17].

CAPÍTULO 5

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS VALLES DEL TUY

La estimación de la demanda a largo plazo es el proceso básico de traducir la información

sobre el desarrollo urbano, en carga eléctrica futura.

Para obtener una demanda global, se debe calcular primero un índice eléctrico de demanda

para la población y el empleo que refleje en la forma más verás y exacta posible las

características eléctricas de la zona. Esto variará dependiendo del escenario considerado.

5.1 Modelo de Carga

Los datos de las proyecciones de crecimiento de la población y empleo del área de los

Valles del Tuy para los años en estudio se obtuvieron gracias a un trabajo realizado por

INSURBECA, los cuales se modelaron a través programa computacional llamado TRANUS®,

y ha sido aplicado con éxito en la Planificación de servicios a nivel nacional e internacional,

los cuales necesitan hacer proyecciones de variables urbanas con la finalidad de evaluar

requerimientos futuros de los servicios, dicho modelo de simulación permite simular la

compleja dinámica urbana de la ciudad. Las proyecciones de la población y empleo para cada

una de las zonas DELEC obtenidos por INSURBECA para los años en estudio se pueden

apreciar en las Tablas del Apéndice B.

Para lograr la conversión de las variables urbanas, población y empleo que son precisamente

las salidas o los resultados del modelo de simulación integral de la localización de actividades

y la demanda de transporte TRANUS®, explicado en el Apéndice A, es preciso asociar a cada

variable su área de influencia. Es decir, cuando se habla de población, a nivel de suministro

eléctrico se está refiriendo al sector de suscriptores residenciales. Así mismo, al hablar de

empleo, se está haciendo referencia al sector comercial e industrial liviano. Entonces, hay que

diseñar un modelo que consiga la relación existente entre las variables anteriormente

58 mencionadas con la demanda eléctrica. Esto se logra asociando a cada habitante o empleado

un valor de demanda, obteniéndose índices cuyas unidades serán [KW o KVA /habitante] o

[KW o KVA /empleado].

El modelo de carga está basado en una metodología general para la obtención de curvas e

índices de demanda eléctrica de los clientes o suscriptores residenciales, comerciales e

industriales. Estas curvas e índices se obtienen fundamentalmente a partir del uso final de los

equipos eléctricos y se utilizarán para la conversión a demanda eléctrica de la proyección a

futuro de las variables urbanas: población y empleo.

Los índices se mostrarán a continuación

5.1.1 Suscriptores Residenciales

A partir de un estudio realizado en el año 1995, basado en el uso final de los equipos y

hábitos de consumo, los suscriptores residenciales se dividen en seis categorías según el tipo

de vivienda: mansiones y apartamentos de lujo, quintas, apartamentos, bloques, veredas y

ranchos. Se determinaron los índices en KVA/habitante diversificados para cada categoría.

[18]

Tabla 5.1 Índices de demanda para Suscriptores Residenciales. [18]

Categorías Habitantes

Promedio

Demanda máxima

por persona en (W)

1. Mansión o apto. de lujo 4,35 1.601,13

2. Quinta norma 4,57 1.128,77

3. Apto. Medio 4,20 775,08

4. Apto INAVI/bloque 5,04 536,60

5. Casa urb./quinta INAVI 5,69 413,10

6. Casa barrio/rancho sólido/cartón 6,08 137,42

Vivienda promedio 5,18 555,25

La caracterización de la población, se realizó partiendo del dato preliminar de población

proyectada al año base (2008) de acuerdo a las cifras de crecimiento elaboradas por el INE

para cada la región. Es importante resaltar que la base del cálculo sigue siendo las cifras

oficiales de proyección de la población, basadas en la tendencia vegetativa de la región. En

59

cuanto a la variable población total, la elaboración de las proyecciones al año base (2008) por

zonas DELEC, se realizó partiendo de la población total del 2001 del Censo de Población y

Vivienda elaborado por el INE a nivel de segmentos censales como punto de partida

El papel de los Valles del Tuy dentro del crecimiento urbano en años recientes, es de

importancia sobre todo desde el punto de vista de los requerimientos de servicio, al menos en

lo que respecta a la actividad residencial. Esta es una zona extensa, con un patrón de

accesibilidad comprometido y poco desarrollo de actividades empleadoras en relación al nivel

de población que posee y el territorio que abarca.

La población por estratos de ingreso, región y zona DELEC asociada, se obtuvo a través de

diferentes análisis de fuentes primarias y secundarias, de igual manera que se realizó con el

dato poblacional total. Un elemento importante en la determinación de la segmentación de la

población por estratos de ingresos, fue la elaboración de un mapa de tenencia de aparatos

eléctricos por hogares y diferenciado cada aparato asociado a una segmentación dada por la

tenencia de los mismos. La información fue obtenida del censo de población y vivienda. Este

dato fue una información utilizada como variable de control y de verificación para el factor

ingreso de la familia. De esta manera se construye la estratificación que se puede apreciar en

las Tablas del Apéndice B.

Con respecto a la variable población por estratos de ingreso, debido a que existen

antecedentes que motivan a concluir que en el país considerar solo el ingreso de las personas

asociado a su capacidad adquisitiva, no es suficiente para explicar la condición de la

estratificación o los patrones de conducta asociados a un mercado particular como es el caso

del servicio eléctrico. En tal sentido, se han realizado pruebas con otro tipo de información,

como la tenencia de aparatos eléctricos en los hogares y se han realizado controles con la

variable de consumo eléctrico, para aproximarnos a una estratificación acorde con los

patrones asociados [16]

Para este estudio en particular se definen tres categorías de estratificación de la población

por su condición de ingresos (ABC, D y E) y por su relación con la tenencia de aparatos

eléctricos a cada una de estas categorías se le asocia un índice de consumo de potencia

asociado a la cantidad, tipo y uso de los aparatos eléctricos en el hogar.

60

Esta estratificación se estableció de acuerdo a las definiciones del INE. De igual forma, la

tenencia de aparatos eléctricos por hogar es obtenida a partir de la información censal y el

consumo eléctrico es tomado de la información del estudio Modelo de Carga para la

Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la

Proyección de Variables Urbanas.

Debido a que los resultados de las estimaciones se presentaban agrupados en los estratos

ABC, D y E se tuvo que determinar un índice consolidado, es por ellos que se probaron

diferentes aproximaciones hasta replicar la demanda del año base, tal como se explica más

adelante en la etapa de calibración.

5.1.2 Suscriptores Comerciales

Los índices obtenidos anteriormente se dividen en 11 tipos de actividad comercial según el

tipo de edificación: hospital, educación, hotel, restaurante, religioso, servicios generales,

condominios, talleres, mircroempresas, oficinas y comercio general.

Se determinaron los equipos que utilizan y sus hábitos mediante un muestreo aleatorio y

simple para estimar la media de potencias nominales de cada equipo debido a la altísima

variabilidad de potencias existentes y luego se obtuvieron factores de carga para obtener los

índices finales en KVA/empleo [18]. A continuación se presentan los índices de las 11

categorías con el objetivo de que se tenga una idea de la magnitud del mismo dependiendo del

tipo de inmueble.

61

Tabla 5.2 Índices de demanda para Suscriptores Comerciales. [18]

Categorías (KVA/Inmueble) N° Empleados (KVA/Empleado)

Servicios generales

de oficina (1) 100,01 291,80 0,34

Oficinas (2) 21,33 21,71 0,98

Hoteles (3) 114,04 62,87 1,81

Condominios (4) 16,60 4,35 3,82

Comercio detal (5) 20,95 44,58 0,47

Comercio recreacional (6) 33,61 19,97 1,68

Hospital Clínica (7) 107,30 484,35 0,22

Educación (8) 49,54 116,46 0,43

Servicios religiosos (9) 14,08 11,40 1,24

Talleres (10) 20,14 11,23 1,79

Micro-empresas (11) 16,64 6,79 2,45

Promedio 47,04 76,01 0,62

Para la realización de este estudio no se cuenta con la misma lista de categorías que

apreciamos en la Tabla 5.2 por lo cual tuvimos que asociar a los tipos de empleo con los que

se contaba como son Básico, Gobierno, Comercios/Servicios, Educación y Salud el índice que

mejor los representara.

5.1.3 Suscriptores Industriales

Los índices de esta categoría se obtuvieron a través de los consumos de potencia, en las

industrias servidas por la empresa en KVA/ y la cantidad de empleos en cada categoría. [18]

Tabla 5.3 Índices de demanda para Suscriptores Industriales. [18]

Intervalo de confianza Índice (KVA/empleado)

Menor (-95%) 1,75

Promedio 2,46

Mayor (+95%) 3,16

5.2 Calibración de la demanda eléctrica en el año base

A continuación se presenta el proceso que se llevó a cabo para realizar la calibración en el

año base.

62

La calibración se basa principalmente en lograr que se cumpla la siguiente igualdad:

Demanda real 2008 = Demanda estimada 2008

Dicha igualdad se quiere lograr en cada una de las Zonas DELEC. Los valores de demanda

están expresados en MVA. La demanda real utilizada para la calibración de demanda eléctrica

es la máxima demanda ocurrida en cada zona, durante todo el año 2008. La demanda estimada

es el producto de combinar las proyecciones del modelo urbano con los índices del modelo de

carga.

La calibración por lo tanto, consiste en corroborar que los índices representen la realidad, es

decir que al utilizarlos para establecer los valores de demanda de la red de distribución del

área de estudio, ésta coincida con la obtenida en el PADEE.

A continuación se explica cómo se determinaron cada uno de los componentes de la

igualdad anterior.

5.2.1 Demanda real

La demanda real se obtuvo con ayuda del programa PADEE. Se realizó la simulación de la

red eléctrica digitalizada y georeferenciada en coordenadas REGVEN UTM, al introducir los

valores de corriente de carga máxima por circuito para el año 2008 de cada una de las SS/EE

operativas de la zona en estudio. Se contaba con el plano igualmente georeferenciado de cada

una de las 25 Zonas DELEC que conforman el área de estudio.

5.2.2 Demanda estimada

La demanda estimada en una zona se define como:

(5.1)

Donde:

: Demanda estimada para la Zona DELEC .

: Índice de demanda máxima expresado en [KVA/habitante o empleado].

: Proyección de población o empleo dada por el modelo urbano para la categoría .

63

En cuanto a las categorías de los modelos, como primera aproximación, se trató de asignar

directamente las categorías del modelo urbano con las del modelo de carga. Para ello, se

formularon una serie de hipótesis que fueron aplicadas durante el proceso de calibración y

ajuste. Vale la pena destacar que los valores a comparar no deberían variar notablemente, de

hacerlo es necesario verificar el cálculo de los índices de demanda.

5.3 Ajuste de las categorías de los modelos urbano y carga y calibración

5.3.1 Aplicación Residencial, Comercial e Industrial

A continuación se explica en un conjunto de tablas, cada una de las hipótesis formuladas.

En dichas tablas se puede observar los resultados del modelo TRANUS®, realizado por

INSURBECA y la agrupación de los índices de demanda [KVA/Habitante o empleado] para

cada una de ellas.

Hipótesis 1.

1.- Se le asignaron a las categorías del modelo urbano el modelo de carga asociado.

Tabla 5.4 Índices de Demanda asignados a la Población.

Población [W]/Habitante [KVA]/Vivienda

ABC 775,08 3,6

D 413,10 2,5

E 137,42 1

Tabla 5.5 Índices de Demanda asignados a cada tipo de Empleo.

Empleo [KVA]/Empleado

Básico 1,75

Gobierno 0,98

Comercio/Servicios 0,47

Educación 0,43

Salud 0,22

64

Los resultados obtenidos presentaron un error con sesgo positivo (sobre-estimación) en el

68% de las 25 Zonas DELEC, sesgo negativo (sub-estimación) en el 20% y solo un 12%

presentaron una calibración aproximada, por lo tanto se decidió realizar una segunda

hipótesis, la cual se describe a continuación:

Hipótesis 2.

Se le asocia a la población ABC el índice de vivienda promedio, debido a que el índice

utilizado en la Hipótesis 1 es muy alto de esta forma los [KVA]/vivienda para este sector

serían con esta nueva hipótesis de 3,2 KVA lo cual es un valor aceptable y se le asocia al

empleo básico el índice promedio, ya que se considera que este sector se comporta, desde el

punto de vista de consumo eléctrico, como industrias manufactureras y no como pesada.

Sin embargo para las Zonas DELEC que se señalan a continuación el índice para el empleo

básico se mantuvo en el límite inferior del intervalo de confianza (-95%) por considerar

dichas zonas como industriales básicas.

Zona DELEC Ubicación Geográfica.

5003 Charallave.

5004 Ciudad Miranda, Paso Real – Charallave.

5012 Santa Cruz de Cúa – Nueva Cúa.

5020 Boca de Onza – Ocumare del Tuy.

5022 Piloncito – Ocumare del Tuy.

5041 Santa Teresa del Tuy.

Por otra parte para la Zona DELEC 5005 el índice para el empleo básico que se utilizó fue

el valor promedio dentro del intervalo de confianza, es decir 2,45 KVA/ empleado, por

considerarse dicha zona como industrial pesada.

Zona DELEC Ubicación Geográfica.

5005 Conglomerado Industrial Charallave.

65

Al realizar estas modificaciones se observó una mejora general en los resultados quedando

por estudiar, como casos particulares, algunas zonas donde la diferencia entre la demanda real

y la demanda estimada es significativa.

A continuación se presenta la hipótesis formulada para dichos casos.

Hipótesis 3.

Se le asocia a la población D el índice correspondiente a la población E para las Zonas

DELEC que se señalarán a continuación, ya que se considera que D se comporta, desde el

punto de vista de consumo eléctrico, como el sector rural de esas áreas.

Zona DELEC Ubicación Geográfica.

5001 Las Rosas Caujarito – Las Brisas.

5021 Santa Bárbara.

5030 Yare – San Francisco de Yare.

5031 La Aguada Arriba – San Antonio de Yare.

5044 La Fundación – Santa Teresa del Tuy.

5053 Paraíso del Tuy – Santa Lucía.

5.3.2 Resultados de la calibración y ajuste.

En la Figura 5.1 se presentan los resultados de la aplicación a los índices de demanda de las

hipótesis formuladas anteriormente. En ella se muestra la diferencia en MVA entre la

demanda estimada y la demanda real para el año 2008 (año base) para cada una de las 25

zonas que integran el estudio. En la Figura 5.2 por su parte hace referencia directa a esa

diferencia entre la demanda real y la estimada. Para determinar la aceptación del error se

estableció 8 MVA máximo, lo que equivale a la capacidad de un circuito de distribución y es

importante mencionar que el 72% de las zonas en estudio, no solo cumplen con la banda de

±8 MVA propuesta sino que se encuentran en una banda de ±4 MVA. Esto trae como

consecuencia un mayor grado de precisión al momento de realizar las estimaciones.

66

Figura 5.1 Demanda Real y Demanda Estimada para el año 2008

Figura 5.2 Diferencia entre la Demanda Real y la Demanda Estimada para el año 2008

5.4 Variación de los índices de demanda en el período de estimación.

En relación a la variación de los índices en el tiempo, es importante mencionar que de las

encuestas utilizadas para el desarrollo del modelo de carga [18], se determinó que el promedio

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

50

01

50

02

50

03

50

04

50

05

50

06

50

10

50

11

50

12

50

20

50

21

50

22

50

23

50

30

50

31

50

40

50

41

50

42

50

43

50

44

50

50

50

51

50

52

50

53

50

54

De

man

da

en

[K

VA

]

Zona DELEC

Demanda Real y Demanda Estimada

Demanda Real 2008 Demanda Estimada 2008

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

50

01

50

02

50

03

50

04

50

05

50

06

50

10

50

11

50

12

50

20

50

21

50

22

50

23

50

30

50

31

50

40

50

41

50

42

50

43

50

44

50

50

50

51

50

52

50

53

50

54

Dem

an

da e

n (

MV

A)

Zona DELEC

Diferencia entre la Demanda Real 2008 y la Demanda Estimada 2008

67

de antigüedad de los equipos eléctricos en general es de 10 a 15 años y en casos particulares

exceden los 15 años, debido principalmente a las condiciones económicas que presenta el país

en los actuales momentos. Por esto, los índices obtenidos pueden ser considerables estables

para el período en estudio, sin mostrar cambios significativos por la compra de nuevos

equipos eléctricos. Sin embargo, existe otro conjunto de factores y variables que pueden

modificar el modelo de carga en el tiempo y, como resultado de las investigaciones realizadas

a lo largo del estudio, se determinó que las variaciones del consumo por suscriptor podría

estar ocasionada por:

a.- Variación en la cantidad de equipos lo que implica una alta inversión. Esto se refleja en:

Adquisición de nuevos equipos para incorporar nuevas tecnologías tanto en los

hogares como en los comercios e industrias.

Automatización de procesos industriales para mejorar calidad e incrementar

productividad.

Sustitución de equipos por otros más eficientes en el consumo de energía.

Sustitución de equipos que requieren otras fuentes de energía, por ejemplo gas.

b.- Reducción de pérdidas por uso final, lo que requiere poca inversión pero alto

conocimiento técnico:

Reemplazo de partes por mantenimiento preventivo a equipos eléctricos

Incorporación de accesorios que racionalicen el uso de la energía eléctrica.

c.- Cambio de hábitos, no ocasionando desembolsos de dinero por parte del suscriptor. Se

traduce en campañas de concientización del cliente, programas de ahorro de energía y de

manejo de carga.

d.- Efectos macroeconómicos tales como, recesión, lo cual se traduce en reducción de

productividad de las industrias y cierre de comercios.

Además de incorporar estos elementos en los índices calculados, se verificó si la demanda

máxima promedio por suscriptor sufrió variaciones en el tiempo. En la Figura 5.3, se puede

observar una variación cíclica, con poca desviación respecto al año de inicio 1995. Esto

confirma que los índices aplicados en el cálculo de las estimaciones de demanda pueden ser

considerados estables en el tiempo. Dicha gráfica se obtuvo de la suma de las demandas

68

máximas de cada una de las subestaciones entre el total poblacional del área de los Valles del

Tuy (Apéndice F).

Figura 5.3 Evolución de la Demanda máxima promedio por suscriptor.

Un estudio de caracterización de cargas realizado en el sector de Guarenas – Guatire por

una firma consultora para CORPOELEC en el año 2009, estuvo enfocado en la

caracterización de cargas tradicionales que permiten evaluar los patrones de consumo y los

perfiles de carga de los distintos tipos de usuarios del sector residencial. El modelo de carga

tuvo por objetivo identificar e informar la composición de la curva de carga de un

determinado grupo en lo que respecta a usos finales de la energía eléctrica: Iluminación,

Refrigeración, Acondicionamiento de Aire, TV / Audio / Video, Limpieza, Cocina y

Calentamiento de Agua y Otros.

De los resultados del estudio mencionado, se obtuvo que en el mercado residencial en

general existe una alta correlación entre el consumo de energía eléctrica y el poder adquisitivo

de las familias, por ende a mayor consumo eléctrico existe una probabilidad mayor de

encontrar en los hogares mayor variedad de electrodomésticos. Es de esperarse que los

usuarios pertenecientes a la clase de menores recursos utilicen la energía eléctrica para

iluminación, radio y televisión, ventilación y planchado de ropa. En un nivel intermedio (clase

media/baja), a los usos anteriores se suma la refrigeración de alimentos, lavarropas eléctrico y

otros pequeños electrodomésticos, mientras que en un nivel superior (clase media/ alta y alta)

0,000

0,050

0,100

0,150

0,200

0,250

0,300

0,350

0,400

0,450

KV

A/p

er

cáp

ita

Años

EVOLUCIÓN DEMANDA POR SUSCRIPTOR

69

se incorporan principalmente el uso del aire acondicionado en la climatización de ambientes

del hogar.

Para poder realizar un análisis sobre la contribución de los distintos artefactos eléctricos

presentes en el hogar durante el referido estudio, se realizo una encuesta para determinar el

uso final de la energía. En una situación ideal, y con el objetivo de ganar la mayor precisión

posible en la estimación de la contribución de cada artefacto, la encuesta se transformó en un

formulario a completar por el usuario cada vez que un evento con consumo de energía

eléctrica se produce en el hogar. La encuesta se diseñó para permitir un relevamiento del

stock de electrodomésticos y equipos eléctricos que disponen los clientes de la compañía en

sus domicilios.

Los resultados del procesamiento de las encuestas realizadas por dicho a estudio dan lugar a

la siguiente contribución de cada uso final a la curva de carga promedio del sector residencial

(Figura 5.4). La zona de Guarenas - Guatire es considerada como una ciudad dormitorio así

como los Valles del Tuy y ambas poseen un clima bastante similar, por lo cual se puede

inferir que la curva de carga residencial para estas dos áreas tendría el mismo comportamiento

y de la Figura 5.4 se puede observar que las horas de mayor demanda eléctrica o se presentan

en los intervalos de 6:00 a 8:00 y entre las 19:00 a las 23:00 horas.

Figura 5.4 Curva de Carga Residencial. [19]

Por otro lado, la participación de cada grupo de artefactos puede resumirse en la Figura 5.5.

70

Figura 5.5 Distribución Porcentual del Consumo por Uso. [19]

En la tabla siguiente se presenta en forma ordenada los usos finales en función de su

contribución al consumo total Residencial:

Tabla 5.6 Porcentaje de Participación de los Artefactos. [19]

Uso % Refrigeración 34,05% Climatización 19,68% Cocina y Calent. Agua 15,88% Iluminación 13,18% Audio / TV 9,52% Limpieza 7,68% Total 100,00%

De esta manera se concluye que los índices de demanda aplicados en este estudio pueden

ser estables para los períodos de estimación definidos.

5.5 Planteamiento de Escenarios

Para poder proyectar el crecimiento de los Valles del Tuy en el futuro, es necesario realizar

suposiciones de cómo y dónde se producirán los nuevos desarrollos, por lo tanto, es necesario

establecer varios modelos de crecimiento considerando los factores más relevantes que

puedan influir en los mismos. Para ello, se plantean tres escenarios de la región, donde dos de

ellos representan un mínimo y un máximo crecimiento. Cada modelo de la región está

dividida en categorías considerando lo que existe, los nuevos desarrollos y los casos de

especial atención, que serán planteados más adelante.

71

5.5.1 Características de los Escenarios

Escenario I. Tendencial.

Se considera la Proyección Urbana de INSURBECA

Escenario II. Desarrollo

Se considera la Proyección Urbana de INSURBECA

Se incorporan conjuntos residenciales de Gran Misión Vivienda Venezuela -

Proyectos 2013 para la región.

o Misma tendencia de crecimiento de INSURBECA.

Se incorporan desarrollos industriales promovidos por el Ejecutivo Nacional como

CORPIVENSA y Parque Tecnológico Industrial.

o Demanda de acuerdo al cronograma de entrega de carga.

Escenario III. Análisis de sensibilidad del modelo de carga

Premisas iguales a las del Escenario II, pero con modificaciones en el modelo de carga

a partir del año 2023, donde los índices de carga aplicados a la población y empleo son

los de la Hipótesis 1, lo cual modelaría una situación de reactivación económica,

donde tendrían un mayor índice de consumo la industria básica así como los usuarios

residenciales de los sectores ABC (Tablas 5.4 y 5.5)

5.5.2 Resultados del estudio de demanda a largo plazo

En la Tabla 5.8 se muestran las demandas obtenidas para cada uno de los escenarios

planteados, y en la Figura 5.6 se observa la gráfica que describe estos resultados. Se puede

apreciar una diferencia de 312 MVA entre el escenario mínimo y máximo, lo que implica

variaciones en las estrategias a considerar como se explica en el próximo capítulo.

72

Tabla 5.8 Resultados de Demanda Total (MVA) para cada uno de los escenarios propuestos

AÑOS DEMANDA OBTENIDA PARA CADA ESCENARIO EN (MVA)

I II III

2008 374,41 374,41 374,41

2013 391,77 489,31 489,31

2018 406,86 581,66 581,66

2023 421,04 596,03 723,52

2028 435,07 610,25 743,40

2033 458,80 633,98 771,62

Figura 5.6 Gráfica del crecimiento de la demanda quinquenal para cada escenario

A continuación, en la Tabla 5.9 se aprecian los porcentajes anuales del crecimiento de la

demanda eléctrica para cada uno de los escenarios planteados de acuerdo a los resultados

obtenidos del estudio de largo plazo para el área en estudio (Tabla 5.8), y en la Tabla 5.10 se

aprecia el valor porcentual promedio anual de la demanda para cada escenario.

Tabla 5.9 Porcentajes del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada escenario Escenario 2008 2013 %anual 2018 %anual 2023 %anual 2028 %anual 2033 %anual

I 374,41 391,77 0,92% 406,86 0,78% 421,04 0,7% 435,07 0,7% 458,80 1,1%

II 374,41 489,31 6,14% 581,66 3,78% 596,03 0,5% 610,25 0,48% 633,98 0,78%

III 374,41 489,31 6,14% 581,66 3,78% 723,52 4,9% 743,40 0,56% 771,62 0,76%

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

2008 2013 2018 2023 2028 2033

[MV

A]

Crecimiento de la Demanda Quinquenal

Escenario I

Escenario II

Escenario III

73

Tabla 5.10 Porcentajes promedios del crecimiento de la demanda eléctrica anual para cada

escenario

Escenario %Porcentaje promedio anual 2008 - 2033

I 0,8%

II 2,3%

III 3,2%

En la Tabla 5.10 el porcentaje promedio de crecimiento de la demanda eléctrica anual de

cada escenario planteado para el área de los Valles del Tuy es inferior al porcentaje de

crecimiento anual promedio de la demanda global de Venezuela pronosticado por el Plan de

Desarrollo del Servicio Eléctrico (PDSEN) para el período 2005-2024 [20]; donde para un

escenario bajo se sitúa en 3,4% mientras que para un escenario alto es de 4,7%.

Por otro lado, se puede atribuir esta diferencia de porcentajes promedios anuales de

demanda eléctrica al poco crecimiento poblacional del área de los Valles del Tuy; ya que

según el estudio de INSURBECA los resultados de la modelación TRANUS® (Tabla 5.11)

para el área arrojaron que el crecimiento promedio anual de la población se sitúa en 0,4%

(2008-2033), mientras que el porcentaje promedio de crecimiento anual de la población de

Venezuela de acuerdo a los últimos dos censos realizados en el 2001 y 2011 es de 1,72% [21],

y el porcentaje promedio de crecimiento anual del estado Miranda es de 1,5% [21].

Tabla 5.11 Porcentajes del crecimiento de la población anual [16] 2008 2013 %anual 2018 %anual 2023 %anual 2028 %anual 2033 %anual

677.077 694.102 0,5% 709.154 0,4% 721.769 0,4% 731.602 0,3% 737.869 0,2%

De todo lo señalado anteriormente se puede resaltar que la gran diferencia entre los

porcentajes de demanda y crecimiento poblacional del área de los Valles del Tuy y los del

país se debe principalmente a la falta de movilidad que presenta la región y a los escasos

crecimientos industriales y residenciales, originados por la falta de continuidad en el

programa de inversiones en la zona, así como fallas de gerencia, que han dado lugar a

resultados de muy baja calidad urbanística y como consecuencias bastantes negativas respecto

a la calidad de vida y la eficiencia funcional y económica, por tanto se aprecia poco

crecimiento de la demanda eléctrica en los Valles del Tuy ya que éste es considerado como un

suburbio residencial del Área Metropolitana de Caracas.

CAPITULO 6

EXTRATEGIAS DE EXPANSIÓN Y UBICACIÓN DE SUBESTACIONES PARA LOS

VALLES DEL TUY

El desarrollo de obras en un sistema de distribución conlleva varios años desde que se

planifica hasta que se puede llevar a cabo la construcción; por lo tanto se debe prever con

anticipación las necesidades para poder programar en el tiempo todo el proceso que se

necesita para todas las etapas y trámites por las cuales debe pasar el requerimiento:

planeamiento, diseño, financiamiento, aprobación legal del financiamiento, desarrollo de

carteles de licitación, proceso de adjudicación, venia de órganos fiscalizadores y finalmente

desarrollo de la misma.

Por tal motivo, luego de realizar las proyecciones de demanda y de ubicar las mismas en las

subestaciones se ve en el horizonte cuales son las necesidades de crecimiento en este campo,

por lo cual a continuación se presenta un desglose de las obras que se deben de realizar a lo

largo del período de análisis, el cual llega al año 2033.

6.1 Áreas de Servicio Actuales de las Subestaciones

Las áreas de servicio son asignadas en función de la capacidad instalada de las

subestaciones existentes en el sector en estudio. La metodología para la definición de dichas

áreas es la siguiente:

- Se determinó el área de servicio de cada S/E a partir del plano 1:10000 de PADEE,

donde se representa la información de los circuitos de distribución. El estudio fue

hecho para el área de los Valles del Tuy, la misma está cubierta por doce (12)

subestaciones en nivel de tensión 13,8 kV para el año 2008.

75

- Se establece por cada subestación, el recorrido de dichos circuitos, con lo cual se

obtiene la distribución espacial de la demanda para dicha subestación. Esta

localización permite definir las áreas de servicio por cuadrículas.

En la Figura 6.1 se muestran las áreas de servicio de las subestaciones para el año base del

estudio, el cual es el 2008; en esta figura no se aprecian las áreas de servicio de las

subestaciones Ciudad Miranda, Pueblo Nuevo y Santa Marta por ser subestaciones rurales las

cuales tienen un voltaje de distribución 34,5/13,8 kV.

Figura 6.1 Áreas de Servicio de las Subestaciones (patio de 13,8 kV).

En la Tabla 6.1 se puede apreciar la demanda máxima que cada subestación operativa de la

región debería atender con sus actuales áreas de influencia para el período 2008-2033, y en la

Tabla 6.2 los porcentajes de crecimiento de dicha demanda. Se debe resaltar que el 100% de

las subestaciones sobrepasa su valor de CF en estas condiciones, por lo cual se hace necesario

establecer las nuevas áreas de servicio y la ampliación de las mismas para que cumplan con la

CF, así como la construcción de nuevas subestaciones que ayuden atender la demanda del

área de los Valles del Tuy.

76

Tabla 6.1 Demanda máxima en las actuales áreas de influencia de las subestaciones de los

Valles del Tuy (MVA). Años 2008 2013 2018 2023 2028 2033

S/E \ Escenarios I II III I II III I II III I II III I II III I II III

ALVARENGA 35 35 36 36 36 37 37 38 39 48 39 40 50 41 42 51

CHARALLAVE II 55 55 63 63 58 92 92 61 95 99 64 98 102 66 100 96

CÚA 40 43 70 70 45 73 73 46 74 82 48 76 84 50 77 88

SANTA ROSA 8 8 8 8 8 8 8 9 9 12 9 9 12 10 10 13

OCUMARE II 40 58 84 84 61 87 87 63 88 107 64 90 108 67 92 111

OCUMARE I 27 27 28 28 28 29 29 28 29 35 28 29 35 28 29 35

TAZÓN 12 14 39 39 14 90 90 15 91 101 17 93 103 18 94 106

SANTA TERESA I 32 41 41 41 42 42 42 44 44 58 46 46 61 49 49 65

PARAÍSO 13 21 21 21 22 21 21 23 23 40 25 25 43 32 31 50

INAVI 22 26 33 33 26 34 34 27 34 43 27 35 44 28 36 45

SANTA LUCÍA 25 29 29 29 29 30 30 30 31 46 31 31 48 32 32 50

LA RAIZA 34 34 35 35 35 35 35 35 35 48 36 36 49 38 38 50

Tabla 6.2 Porcentaje de crecimiento de la demanda en el área de las actuales subestaciones de

los Valles del Tuy (%) Años 2008 – 2013 2013 - 2018 2018 – 2023 2023 - 2028 2028 - 2033

S/E \ Escenarios I II III I II III I II III I II III I II III

ALVARENGA 0,0 2,8 2.8 2.8 2.7 2.7 5.3 5.1 22.9 2.6 2.5 4.0 4.9 4.8 2.0

CHARALLAVE II 0,0 12,7 12.7 5.2 31.5 31.5 4.9 3.2 7.1 4.7 3.1 2.9 3.0 2.0 0.0

CÚA 7,0 42,9 42.9 4.4 4.1 4.1 2.2 1.4 11.0 4.2 2.6 2.4 4.0 1.3 4.5

SANTA ROSA 0,0 0,0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.1 11.1 33.3 0.0 0.0 0.0 10.0 10.0 7.7

OCUMARE II 31,0 52,4 52.4 4.9 3.4 3.4 3.2 1.1 18.7 1.6 2.2 0.9 4.5 2.2 2.7

OCUMARE I 0,0 3,6 3.6 3.6 3.4 3.4 0.0 0.0 17.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

TAZÓN 14,3 69,2 69.2 0.0 56.7 56.7 6.7 1.1 10.9 11.8 2.2 1.9 5.6 1.1 2.8

SANTA TERESA I 22,0 22,0 22.0 2.4 2.4 2.4 4.5 4.5 27.6 4.3 4.3 4.9 6.1 6.1 6.2

PARAÍSO 38,1 38,1 38.1 4.5 0.0 0.0 4.3 8.7 47.5 8.0 8.0 7.0 21.9 19.4 14.0

INAVI 15,4 33,3 33.3 0.0 2.9 2.9 3.7 0.0 20.9 0.0 2.9 2.3 3.6 2.8 2.2

SANTA LUCÍA 13,8 13,8 13.8 0.0 3.3 3.3 3.3 3.2 34.8 3.2 0.0 4.2 3.1 3.1 4.0

LA RAIZA 0,0 2,9 2.9 2.9 0.0 0.0 0.0 0.0 27.1 2.8 2.8 2.0 5.3 5.3 2.0

77

6.2 Resultados de ubicación de subestaciones en cada escenario

Para la ubicación de subestaciones en cada escenario primero se verificó que la demanda

estimada a largo plazo de cada área de servicio por subestación no exceda la CF de la misma.

Si la demanda estimada es menor puede añadírsele más cuadrículas, hasta llegar a este límite.

Al finalizar la asignación de las áreas de servicio para cada una de las subestaciones

existentes, se procede a definir una o más áreas de servicio con la zona vacante, utilizando el

criterio de CF, y dependiendo de la demanda máxima en esa zona se podrá proponer

subestaciones de 34,5/13,8 kV ó 115/13,8 kV.

En las Tablas 6.3, 6.4 y 6.5 se muestran los resultados obtenidos del proceso de ubicación

de subestaciones para cada uno de los escenarios planteados y en las Figuras 6.2, 6.3 y 6.4 se

muestra la ubicación geográfica de cada subestación así como su correspondiente área de

servicio por escenario.

La ubicación de las subestaciones fue calculada para el año horizonte 2033 en cada uno de

los tres escenarios. Cómo éste cálculo da una idea aproximada de dónde debe ubicarse la

subestación, se aplica la misma ubicación para el resto de los años anteriores, ya que la

posición no debe variar significativamente entre ellos.

Para cada escenario se establecieron las nuevas áreas de servicio llevando a cada

subestación a su capacidad máxima en el plano de los Valles del Tuy, pero debido a la baja

densidad poblacional por cuadrículas, se tomó en cuenta un límite de 20 cuadrículas alrededor

de las subestaciones para asegurar que los circuitos no midieran más de 10 kilómetros c/u y de

esta manera limitar caídas de tensión, aunque es recomendable realizar estudios que validen

esta suposición.

Los resultados de ubicación de subestaciones para cada escenario se muestran a

continuación:

78

6.2.1 Escenario I

Tabla 6.3 Ubicación de Subestaciones Escenario I

Subestación Voltaje de Distribución

(kV/kV)

Demanda Calculada Patio

13,8 kV (MVA)*

Máxima CF

(MVA)

Ubicación en

Cuadrícula.

ALVARENGA 115 / 13,8 45 140 MRM

CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 46 50 LPX

CANTARRANA 115 / 13,8 28 50 NPK

CÚA 34,5 / 13,8 20 20 LOU

SANTA ROSA 34, 5 / 13,8 16 20 KNN

OCUMARE II 115 / 13,8 80 140 OMP

OCUMARE I 34,5 / 13,8 20 20 QLK

SAN ANTONIO 34,5 / 13,8 20 20 RPY

TAZÓN 34,5 / 13,8 18 20 RMC

SANTA TERESA II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 UQG

PARAÍSO 34,5 / 13,8 20 20 VRZ

INAVI 34,5 / 13,8 20 20 UQC

SANTA LUCÍA 115 / 13,8 54 140 RRA

LA RAIZA 34,5 / 13,8 20 20 UTO

* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.

Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan dos nuevas

subestaciones las cuales son Cantarrana y San Antonio.

La subestación Cantarrana se plantea para este escenario con un nivel de tensión 115/13,8

kV, se propone evaluar la eliminación de las subestaciones rurales como son Pueblo Nuevo,

Ciudad Miranda y Santa Marta dado que esta nueva subestación no sólo servirá para

descargar las SS/EE Charallave II y Ocumare II sino que también tomará la carga que le

corresponde a dichas subestaciones 34,5/13,8 kV. La subestación San Antonio servirá para

descargar las subestaciones Tazón y Santa Teresa II.

Se observa en la Figura 6.2 que las áreas de servicio de la mayoría de las subestaciones ha

sido modificada, en especial la de las subestaciones de 34,5/13,8 kV donde su área se redujo

significativamente para poder cumplir con el criterio de CF y es aquí donde las subestaciones

115/13,8 kV se ven modificadas y sus áreas de servicio aumentan para tomar la carga restante,

siempre verificando no pasar su CF y no se desmejore el nivel de tensión.

79

Figura 6.2 Ubicación de subestaciones Escenario I.

6.2.2 Escenario II

Tabla 6.4 Ubicación de Subestaciones Escenario II

Subestación Voltaje de Distribución

(kV/kV)

Demanda Calculada

Patio 13,8 kV (MVA)*

Capacidad Firme

(MVA)

Ubicación en

Cuadrícula.

ALVARENGA 115 / 13,8 47 140 MRM

CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 43 50 LPX

CANTARRANA 115 / 13,8 35 140 NPK

EL DELEITE 115 / 13,8 50 20 LNU

PTI CÚA 115 / 34,5 / 13,8 44 50 KNI

OCUMARE II 115 / 13,8 83 140 OMP

OCUMARE I 34,5 / 13,8 20 20 QLK

SAN ANTONIO 34,5 / 13,8 20 20 RPY

YARE II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 RNP

TAZÓN 34,5 / 13,8 16 20 RMC

SANTA TERESA II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 UQG

PARAÍSO 34,5 / 13,8 20 20 VRZ

INAVI 34,5 / 13,8 20 20 UQC

SANTA LUCÍA 115 / 13,8 65 140 RRA

LA RAIZA 34,5 / 13,8 20 20 UTO

* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.

80

Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan cinco nuevas

subestaciones las cuales son Cantarrana, PTI Cúa, El Deleite, Yare II y San Antonio.

Al igual que en el Escenario I, la subestación Cantarrana se plantea con un nivel de tensión

115/13,8 kV, se propone igualmente desmantelar las subestaciones rurales como son Pueblo

Nuevo, Ciudad Miranda y Santa Marta dado que esta nueva subestación no sólo servirá para

descargar las SS/EE Charallave II y Ocumare II sino que también tomará la carga que le

corresponde a dichas subestaciones 34,5/13,8 kV. La subestación San Antonio servirá para

descargar las subestaciones Tazón y Santa Teresa II.

Por otro lado las subestaciones PTI Cúa y Yare II, su construcción dependen

exclusivamente de que los proyectos industriales planteados en la zona se lleven a cabo, de no

ser así se propone que la S/E el Deleite tome la carga correspondiente de PTI Cúa y la S/E

San Antonio a la de Yare II.

Figura 6.3 Ubicación de subestaciones Escenario II.

81

6.2.3 Escenario III

Tabla 6.5 Ubicación de Subestaciones Escenario III

Subestación Voltaje de Distribución

(kV/kV)

Demanda Calculada Patio

de 13,8 kV (MVA)*

Capacidad

Firme (MVA)

Ubicación en

Cuadrícula.

ALVARENGA 115 / 13,8 61 140 MRM

CHARALLAVE II 115 / 34,5 / 13,8 44 50 LPX

CANTARRANA 115 / 13,8 34 140 NPK

EL DELEITE 115 / 13,8 54 140 LNU

PTI CÚA 115 / 34,5 /13,8 50 50 KNI

OCUMARE II 115 / 13,8 97 140 OMP

VALLE VERDE 115 / 13,8 50 140 QLI

SAN ANTONIO 115 / 13,8 46 140 RPY

YARE II 115 / 34,5 / 13,8 50 50 RNP

SANTA TERESA II 115 / 34,5/ 13,8 50 140 UQG

MOPIA 115 / 13,8 48 140 XRL

SANTA LUCÍA 115 / 13,8 50 140 RRA

CARTANAL 115 / 13,8 70 140 SRH

* Valor de Demanda obtenido de la sumatoria de cuadrículas en PADEE.

Para suplir la demanda a largo plazo (año 2033) en este escenario se necesitan ocho nuevas

subestaciones las cuales son Cantarrana, PTI Cúa, El Deleite, Yare II, San Antonio, Valle

Verde, Mopia y Cartanal. Se puede observar de la Tabla 6.5 que el nivel de tensión del área

total de los Valles del Tuy comprende ahora solo el nivel de 115 kV es decir que las

subestaciones 34,5 desaparecen del área debido al incremento de la demanda, la cual supera

en creces sus capacidades firme, lo que lleva a desmantelarlas y construir subestaciones

115/13,8 que tomen dicha carga.

Para este caso, la subestación Mopia tomará toda la carga correspondiente a las

subestaciones La Raiza e Inavi, mientras que la subestación Cartanal atenderá la carga de las

subestaciones El Paraíso y parte Santa Teresa II y finalmente la subestación Valle Verde

atenderá las cargas de Tazón y Ocumare I.

82

Figura 6.4 Ubicación de subestaciones Escenario III.

En el Apéndice H, se pueden apreciar las Figuras de los Atlas Eléctricos correspondientes a

cada uno de los escenarios planteados, con el fin de que se pueda observar la ubicación de las

subestaciones operativas así como las de las subestaciones planteadas.

6.3 Determinación del Portafolio de obras de inversión a largo plazo del sistema eléctrico

de distribución

En función de las variaciones de los tres escenarios planteados se determinan las obras

necesarias para cada período del plan de expansión, de manera de garantizar robustez y

flexibilidad.

En la Tablas 6.6, 6.7 y 6.8 se indican las obras para el portafolio de inversión de expansión

del sistema eléctrico de distribución; requeridas a corto, mediano y largo plazo.

83

6.3.1 Portafolio de obras de inversión para el año 2013

S/E Obras Escenario I

Alvarenga Sustitución de dos (2) TRX de 20 MVA a dos (2) TRX de 36 MVA

de 115/13,8 kV.

Cantarrana Construcción de la S/E Cantarrana con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV.

Cúa Sustitución del TRX de 10 MVA por un (1) TRX de 15 MVA de

34,5/13,8 kV.

Ocumare II Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

Ocumare I Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA

de 34,5/13,8 kV.

Tazón Ampliación de un (1) TRX de 10 MVA a (2) TRX de 10 MVA de

115/13,8 kV.

Paraíso Ampliación de una (1) TRX de 15 MVA (unidad móvil) a dos (2)

TRX de 10 MVA de 115/13,8 kV.

Inavi Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA

de 34,5/13,8 kV.

San Antonio Construcción de la S/E San Antonio con dos (2) TRX de 15 MVA

de 34,5/13,8 Kv.

La Raiza Sustitución de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15 MVA

de 34,5/13,8 Kv.

Santa Lucía Sustitución de dos (2) TRX uno 20 MVA y otro de 24 MVA a dos

(2) TRX de 36 MVA de 115/13,8 Kv.

S/E Obras Escenario II

PTI Cúa Construcción S/E PTI Cúa con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV y dos (2) TRX de 36 MVA de 34,5/13,8 kV.

Yare II Construcción S/E Yare II con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV y dos (2) TRX de 36 MVA de 34,5/13,8 kV.

84

6.3.2 Portafolio de obras de inversión para el año 2018

S/E Obras Escenario I

Charallave Ampliación de dos (2) TRX de 30 MVA a dos (2) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

S/E Obras Escenario II

El Deleite Construcción S/E El Deleite con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV.

S/E Obras Escenario III

Alvarenga Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

Mopia Construcción S/E Mopia con dos (2) TRX de 36 MVA de 115/13,8

kV.

Cartanal Construcción S/E Cartanal con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV.

Valle Verde Construcción S/E Valle Verde con dos (2) TRX de 36 MVA de

115/13,8 kV.

6.3.3 Portafolio de obras de inversión para el año 2023

S/E Obras Escenario I

Cúa Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15

MVA de 34,5/13,8 kV.

Paraíso Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15

MVA de 34,5/13,8 kV.

S/E Obras Escenario II

Valle Verde Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

Ocumare II Ampliación de tres (3) TRX de 36 MVA a cuatro (4) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

85

6.3.4 Portafolio de obras de inversión para el año 2028

S/E Obras Escenario II

Santa Rosa Ampliación de dos (2) TRX de 10 MVA a dos (2) TRX de 15

MVA de 34,5/13,8 kV.

6.3.5 Portafolio de obras de inversión para el año 2033

S/E Obras Escenario III

Santa Lucía Ampliación de dos (2) TRX de 36 MVA a tres (3) TRX de 36

MVA de 115/13,8 kV.

86

CONCLUSIONES

El presente trabajo desarrolla una metodología, para la estimación de energía eléctrica a

largo plazo. Como elemento novedoso se han combinado las variables urbanas: población y

empleo obtenidas del modelo TRANUS con la herramienta computacional PADEE, la cual

aunque actualmente se utiliza principalmente para estudios operativos de la red, en este caso

se empleó para llevar la demanda obtenida en cada año a la división cuadriculada de las

microáreas que conforman el área de estudio y de esta manera poder definir el estado futuro

que tendrán las subestaciones operativas de la región.

Dicha metodología se ha aplicado a un caso de estudio real (Los Valles del Tuy), para lo

cual se plantearon tres (3) escenarios, obteniendo los siguientes resultados y conclusiones:

Escenario I

o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 458,80

MVA, por lo tanto es necesaria la construcción de dos nuevas subestaciones,

las cuales son Cantarrana con una capacidad de 72 MVA y San Antonio con

una capacidad de 30 MVA.

o La subestación Cantarrana atenderá el traspaso de parte de los circuitos de las

subestaciones Charallave II y Ocumare II, ya que es necesaria la reducción de

las áreas de servicio de estas para suplir las cargas cercanas debido a que en la

actualidad sus capacidades firmes se encuentran al máximo y adicionalmente

tomará toda la carga de las subestaciones rurales como lo son Ciudad Miranda,

Santa Marta y Pueblo Nuevo ubicadas en el área de influencia de esta

subestación.

o Mientras que para el caso de la subestación San Antonio ésta atenderá parte de

la carga de las subestaciones Tazón y Santa Teresa II, debido a que las mismas

en la actualidad sobrepasan su capacidad firme.

87

Escenario II.

o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 633,98

MVA, por tanto es necesaria la construcción de tres nuevas subestaciones

adicionales a las requeridas en el Escenario I, por lo cual se propone la

construcción de las subestaciones El Deleite con una capacidad de 72 MVA,

PTI Cúa y Yare II con una capacidad de 36 MVA en su patio de 13,8 kV y 72

MVA en el de 34,5 kV cada una, donde estas dos últimas dependerán

principalmente del desarrollo de los proyectos de construcción de los parques

industriales como PTI Cúa y CORPIVENSA.

o Se debe resaltar que de no concretarse la construcción del Parque Tecnológico

Industrial Cúa, no será necesaria la construcción de la subestación PTI Cúa;

por tanto la subestación El Deleite podrá tomar la carga del patio de 13,8 kV

que se le había colocado a la misma.

Escenario III

o Para el año 2033 se estima una demanda eléctrica en este escenario de 771,62

MVA, por tanto es necesaria la construcción de tres nuevas subestaciones

adicionales a las planteadas en los escenarios anteriores. Para suplir la

demanda a largo plazo en este escenario es necesaria la construcción de las

subestaciones Valle Verde, Mopia y Cartanal; con una capacidad de 72 MVA

cada una; las cuales deberán tomar principalmente la carga operativa

correspondiente a las subestaciones de 34,5/13,8 kV existentes, donde para el

caso de la subestación Mopia la misma tomará toda la carga correspondiente a

las subestaciones La Raiza e Inavi, mientras que la subestación Cartanal

atenderá la carga de las subestaciones El Paraíso y parte Santa Teresa II y

finalmente la subestación Valle Verde atenderá las cargas de Tazón y Ocumare

I.

o El nivel de tensión en el área de los Valles del Tuy comprende para este

escenario sólo el nivel de tensión 115 kV es decir que las subestaciones

34,5/13,8 kV desaparecen del área debido al incremento de la demanda, la cual

88

supera en creces sus capacidades firmes, lo que lleva a desmantelarlas y

construir subestaciones 115/13,8 kV que atiendan dicha carga.

La demanda al año 2012 del área de los Valles del Tuy es de aproximadamente 460 MVA.

Según lo observado en la región, es posible que el escenario más factible de ocurrencia sea el

Escenario II con una demanda estimada de 489,31 MVA para el año 2013. Por lo tanto es

necesario construir las subestaciones Cantarrana y San Antonio; cuyas capacidades dependen

de los escenarios planteados; dado que es el mínimo desarrollo que se requiere para suplir la

demanda del escenario de menor crecimiento para posteriormente ir evaluando los

crecimientos habitacionales, comerciales e industriales y de esta manera decidir la

construcción o no de las subestaciones El Deleite, PTI Cúa y Yare II.

Por otro lado, tomando en cuenta el Escenario III el cual presenta la mayor demanda de los

tres escenarios propuestos, se aprecia como su porcentaje de crecimiento anual de la demanda

eléctrica es 3,2% es inferior al porcentaje de crecimiento anual de la demanda global de

Venezuela pronosticado por el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico (PDSEN) para el

período 2005-2024, donde para un escenario de alto consumo es de 4,7% esta diferencia se

debe al poco crecimiento poblacional del área; ya que según el estudio de INSURBECA el

porcentaje promedio anual del crecimiento de la población se sitúa en 0,4% mientras que el

porcentaje promedio de crecimiento anual de la población de Venezuela, de acuerdo a los

últimos dos censos realizados en el 2001 y 2011, es de 1,72% [21], y el porcentaje promedio

de crecimiento anual del estado Miranda es de 1,5% [21].

Se debe resaltar que la gran diferencia entre estos porcentajes radica principalmente en la

falta de movilidad que presenta la región y a los escasos crecimientos industriales y

residenciales, originados por la falta de continuidad en el programa de inversiones en la zona,

así como fallas en la consecución de los planes de desarrollo por falta de gerencia, que han

dado lugar a resultados de muy baja calidad urbanística con consecuencias muy negativas

respecto a la calidad de vida y a la eficiencia funcional y económica de la zona, lo cual con

lleva a escaso crecimiento de la demanda eléctrica en los Valles del Tuy, ya que éste es

considerado actualmente como un suburbio residencial o mejor conocido ciudad dormitorio

de una importante cantidad de la población que labora en el Área Metropolitana de Caracas.

89

Adicionalmente:

La metodología planteada se llevó a cabo como se tenía previsto, obteniendo así los

resultados deseados. Cabe destacar que aunque la misma es sencilla también resulta

novedosa, pero también requiere de mucho trabajo al tener que mantener la base de

datos actualizada. Esta metodología fue desarrollada para un estudio en general que

correspondió al área de los Valles del Tuy sin embargo la misma puede ser aplicada

ciertamente a cualquier área que posea la información de población y empleo,

adaptando la misma con el fin de determinar la demanda eléctrica.

Es fundamental para este trabajo manejar información de otros entes gubernamentales

con relación a la planificación y desarrollos socio-económicos de la población en

estudio para poder afinar las variables urbanas población y empleo.

No se consideró variación en los índices durante el período de estudio ya que la

tendencia histórica KVA/población se ha mantenido con mínima variación en los

últimos 15 años. Sin embargo la incorporación de nuevos elementos consumidores de

energía de mayor eficiencia y la utilización a futuro de nuevos elementos de energía

podrían cambiar estas proyecciones. Estos aspectos causales no están reflejados dentro

de esta metodología, así como tampoco los indicadores macro-económicos que afectan

el desarrollo global del país y que de una u otra manera afectan al área de los Valles

del Tuy.

Se lograron determinar las áreas de servicio óptimas para cada subestación pudiendo

identificar los centros de carga. Sin embargo, la ubicación de las mismas dependerá

también de disponibilidad de los terrenos y de la topografía de la zona, así como de la

ruta de la red de subtransmisión.

Es necesario hacer un seguimiento del desarrollo de la región para saber cuál será su

tendencia y establecer a tiempo las subestaciones que serán imprescindibles o no.

90

RECOMENDACIONES

Continuar con el proceso de ingeniería y construcción de la subestación Cantarrana, la

cual fue corroborada en este estudio.

Es necesaria la realización de estudios de mediano plazo para conocer las tendencias

de desarrollo en la región y establecer de esta manera una comparación con el estudio

de largo plazo y determinar cuál será la escenario más adecuado a futuro. También es

recomendable actualizar estudios de largo plazo cada 5 a 10 años para determinar con

mayor exactitud la ubicación de las subestaciones según las características de

crecimiento en la región.

Realizar un estudio de corto plazo en el área de los Valles del Tuy para verificar que

los circuitos de cada una de las subestaciones operativas de la zona cumplen con todas

las normas de diseño de la Empresa cumpliendo con los estándares de calidad de

servicio.

Mantener los datos del sistema de distribución actualizados con las características

reales de los circuitos, para que las simulaciones a futuro mantengan similitud con la

realidad.

La ubicación de las subestaciones requeridas debe ser evaluada conjuntamente con

otros entes a fin de evaluar los impactos de la construcción de las mismas en el sitio

recomendado a fin de poder tomar las previsiones necesarias y poder reevaluar su

situación final de ser necesario.

91

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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[2] CORPOELEC. Grupo de Planificación de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico.

[3] Departamento de Planificación de Distribución de la Electricidad de Caracas s/f. Plan de Expansión Sistema de Distribución Largo Plazo Período 2000-2005-2010-2015-Año Horizonte Área Metropolitana de Caracas. Informe de La Electricidad de Caracas.

[4] Willis, H. Spatial Electric Load Forecasting. New York: Marcel Dekker Incorporated, 1996.

[5] Rodríguez G. y Quintero C. Metodología para el cálculo de la Demanda de Saturación de Energía Eléctrica a través de Modelos de Uso de la Tierra. CORPOELEC 2012.

[7] Carratú, M. Estimación de la Demanda Eléctrica de Mediano y Largo Plazo para C.A. Electricidad de Valencia. Informe de pasantía. Sartenejas: Universidad Simón Bolívar, 2001.

[8] Herrara, L. Pronóstico de la demanda usando inteligencia artificial. Quito: Escuela Politécnica Nacional, 2007.

[9] Guerrero, M. Planificación del Sistema de Distribución de CADAFE para la ciudad de San Carlos, Estado Cojedes Período 2009-2019. Trabajo Especial de Grado. Caracas: Universidad Central de Venezuela, 2010.

[10] Norma venezolana COVENIN 159:1997.

[11] Norma CADAFE NS-P-102.

[12] CADAFE. Manual para el Diseño del Sistema de Distribución a Mediano Plazo. Caracas, 1985.

[13] Manual del Programa de Análisis de Redes de Distribución de Energía Eléctrica (PADEE) Agosto de 2010. Ingeniería y Construcción MatMor C.A.

[14] Gobernación de Miranda. http://sistemas.miranda.gob.ve/sigmiranda/, Sistema de Información Geográfica de Miranda, consultado 19 de Junio de 2012.

[15] Instituto de Estudios Regionales y Urbanos (IERU). Hacia un Acuerdo para Mejorar la Movilidad en la Región Metropolitana de Caracas. Informe Final. Marzo 2008.

92

[16] INSURBECA. Estimación de la demanda eléctrica a largo plazo para el Distrito Capital y los Estados Miranda, Vargas y Aragua.

[17] CORPOELEC. Estudio de Factibilidad de Suministro Definitivo y Provisional a los Proyectos Industriales de CORPIVENSA en los Valles del Tuy. Período 2012-2015.

[18] Leonardi, E. y Serrano, A. Modelo de Carga para la Estimación de Demanda a Largo Plazo en el Sistema de Distribución a través de la Proyección de Variables Urbanas. Informe de pasantía. Caracas: Universidad Metropolitana, 1995.

[19] CORPOELEC. Estudio de Caracterización de Cargas realizado en el Sector de Guarenas – Guatire. 2009

[20] Ministerio de Energía y Petróleo. Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional (PDSEN) 2005-2024.

[21] Instituto Nacional de Estadística (INE). http://www.ine.gov.ve/, consultado el 19 de Junio de 2012.

[22] Descripción General del Sistema TRANUS. http://www.tranus.com/, consultado el 20 de Abril de 2012.

[23] Gobierno de Miranda. Situación Demográfica y Social de la Población. Anuario Estadístico 2010. INE, Gerencial Estadal de Estadística Miranda. Proyecciones basadas en el Censo de población y vivienda 2001.

93

APÉNDICE A: Descripción General del Sistema

TRANUS

94

Descripción del modelo de simulación integral de la localización de actividades y la

demanda de transporte TRANUS®. [18], [22]

TRANUS® es un modelo de simulación integral de la localización de actividades y la

demanda de transporte, que puede ser aplicado tanto a nivel regional como urbano. De manera

general, este modelo estima los efectos que puedan ocurrir por la aplicación de políticas y

proyectos de diferente índole en ciudades o regiones, y los califica o evalúa con un enfoque

socio-económico.

Este modelo simula un sistema espacial a partir de la definición de los elementos que lo

forman: un área geográfica limitada y sectorizada, actividades socio-económicas y sus

relaciones, y el sistema de transporte. Cuando se utiliza el sistema en aplicaciones urbanas, el

mismo concentra su interés en la localización residencial, en el uso del suelo y el mercado

inmobiliario, también en el flujo de pasajeros que utilizan el transporte público, tomando en

cuenta los distintos tipos de transporte y rutas existentes y en el flujo de pasajeros en

automóviles particulares.

TRANUS® está constituido por dos módulos principales: un modelo de localización de

actividades y un modelo de transporte, que funcionan en forma integrada. Los modelos se

basan en la teoría de decisiones y utilidad aleatoria, esto hace que los procesos sociales se

describan como un conjunto de decisiones que toman los individuos (o empresas) entre una

gama de opciones disponibles. Estas decisiones pueden ser la elección del lugar de residencia,

el sitio de compra, el modo de transporte, etc., donde todas se relacionan y constituyen

cadenas de decisiones.

De acuerdo a la teoría micro-económica, cada persona obtiene cierto nivel de utilidad de las

opciones, y sin duda seleccionará la que le proporcione mayor utilidad (o menor desutilidad).

Sin embargo, para el análisis urbano o regional se deben agrupar, tanto a personas como

decisiones, en grupos discretos, con lo que se llega al concepto de funciones de utilidad

aleatoria, en la que los grupos de personas tendrán cierta probabilidad se seleccionar entre

opciones.

En el modelo de localización de actividades se aplica un modelo de insumo producto

espacial, en el que interactúan las distintas actividades socio-económicas de acuerdo a sus

95

relaciones de producción y consumo, lo cual determina la demanda y oferta de cada actividad

en cada zona. Con esto se inicia la cadena de decisiones de localización, y se obtiene la

magnitud de los flujos funcionales entre zonas y actividades.

En el modelo de transporte se toman esos flujos funcionales y se determinan los viajes que

éstos generan (demanda) y su utilización de la oferta de transporte, mediante una segunda

cadena de decisiones: número de viajes a realizar (generación), modo de transporte (selección

nodal) y escogencia de rutas en la red (asignación). Este algoritmo se realiza para distintos

escenarios y períodos de simulación, con el fin de estimar y probar políticas de planificación

aplicándoles su correspondiente evaluación.

Ventajas de la utilización del modelo TRANUS®. [18], [22]

Al trabajar con población y empleo, que son precisamente las salidas del TRANUS® el

concepto de área vacante se convierte en un concepto de densidad, en este caso se tendría la

cantidad de personas o empleos adicionales a los existentes, permitiendo de esta manera la

ubicación de estos en un sector en particular, considerando la saturación del mismo.

Al utilizar dichas variables como unidad básica de información, se tiene como ventaja que

éstas son ampliamente utilizadas en los estudios realizados por los organismos con influencia

en la dinámica urbana, como son: INE, INSURBECA, entre otros., por lo que se dispone de

gran cantidad de datos. Sin embargo, a efectos del modelo de carga la diferenciación sólo en

población y empleo es sumamente general, ya que dentro de ellos existen rangos importantes

de consumo, tanto dependientes de la clase como de la actividad económica. Esto también lo

prevé el sistema TRANUS®, ya que los modelos de localización de actividades y de

transporte que utiliza incorporan categorías de empleo por tipo y de población por niveles de

ingreso, como unidades que se localizan, demandan espacio y generan viajes.

También, al ser este modelo urbano creado para simular la dinámica de las grandes

ciudades, presenta una gran ventaja sobre otros modelos que se puedan usar y es que

TRANUS® se adapta muy bien al comportamiento urbano, ya que ha sido probado con éxito

en la planificación de otros sistemas (no eléctricos) como por ejemplo: el Metro de Caracas,

servicios de acueductos, entre otros.

96

Con este sistema, en conjunto con el modelo de carga, se podrá saber con más precisión

cuando ocurrirá el máximo desarrollo de la zona que se desarrollo de la zona que se desee

estudiar y se estimará la demanda eléctrica en períodos claramente definidos: 5, 10, 15, 20

años, gracias a que TRANUS® es capaz de proporcionar proyecciones de población y empleo

para dichos períodos.

Lógica global de funcionamiento del modelo TRANUS®. [18], [22]

A continuación se describen las etapas principales de funcionamiento del modelo que se

muestra en la Figura A.1.

El primer paso consiste en pronosticar el crecimiento de las actividades exógenas en cada

zona. Estas actividades están formadas por el empleo básico, que para el presente estudio se

definieron de dos tipos: industria y gobierno. Este crecimiento puede ser especificado, ya sea

por la persona que está elaborando el estudio o como resultado de una distribución, realizada

por el modelo, de un crecimiento global.

Para la distribución de un crecimiento global de las actividades exógenas se utiliza una

función de atracción, que contiene una probabilidad que representa la capacidad de atracción

de cada zona con respecto a las restantes.

Seguidamente, el modelo calcula los factores de atracción que se utilizan en las funciones

de distribución de las actividades inducidas, que para esta aplicación son las siguientes:

población, empleo y servicios.

El tercer paso se refiere a la generación y localización de las actividades inducidas. La

generación de una actividad es consecuencia de un proceso de consumo. Por ejemplo, un

empleo básico localizado en un zona determinada consume o demanda cierta cantidad de

población de cada tipo, que puede estar localizada en esa misma zona o en otras; a su vez, la

población localizada consume superficie construida. Estas relaciones se estiman a través de

funciones de consumo. Para el caso de la superficie construida, la función puede ser elaborada

fuera del modelo, a partir de información inmobiliaria disponible, valores máximos y

mínimos de consumo para cada actividad. También se puede estimar el rango que pueda tener

97

y el mismo puede estar definido por el valor de la renta mensual de la superficie construida en

hectáreas (Ha).

En la primera iteración las actividades inducidas corresponden solamente a las demandas

por el empleo básico.

Para la localización, el modelo calcula el costo de localizar una actividad inducida en una

zona (costo de producción). Este costo se refiere al costo de los insumos relacionados con la

localización de esa actividad en una zona determinada, más el valor agregado. Por ejemplo, el

costo de localizar un habitante en una zona será función de un costo de consumo conformado

por: el precio de la superficie construida y el costo de transporte entre la zona de producción y

la zona de consumo.

Figura A.1 Etapas principales de funcionamiento de TRANUS

Una vez estimada la demanda total de cada una de las actividades inducidas y calculados los

costos de producción para cada actividad y zona, el modelo procede a su distribución espacial,

distinguiendo entre actividades transportables y no transportables. La población y el empleo

son actividades transportables, mientras que la superficie construida no lo es. Para los casos

no transportables el modelo coloca la demanda en la misma zona donde es producida. Por el

98

contrario las actividades transportables son distribuidas utilizando un modelo probabilística y

una función de utilidad de localización, que contiene los costos de producción y las

desutilidades del transporte.

El proceso de localización es iterativo y los costos junto con las desutilidades de consumo

son recalculados en cada iteración.

Como el sistema puede presentar restricciones en algunas zonas (topes en la disponibilidad

de la tierra, superficie construida, entre otros.) el modelo evalúa para cada zona si los valores

obtenidos en cada iteración están dentro de los límites permitidos y en caso negativo, realiza

los ajustes pertinentes calculando un precio de equilibrio, distinto al costo de producción. Este

precio de equilibrio será mayor que el costo de producción, si se ha violado el límite máximo

y menor, si se ha violado el límite mínimo. Estos cambios en el precio de equilibrio afectan la

demanda en la iteración siguiente.

El proceso se repite hasta alcanzar una doble convergencia: producción y precios. Ambas

convergencias se calculan como la variación porcentual en cada zona y actividad con respecto

a la actividad anterior y se toma el resultado más variante para la comparación con el criterio

pre-establecido. El proceso se detiene cuando se alcanza un valor menor que el establecido o

cuando se hayan cumplido el número máximo de iteraciones definido.

Como resultado de lo mencionado anteriormente se generan matrices de flujos por categoría

socio-económicas entre zonas (población que vive en “i” y trabaja en “j”, productos

producidos en “i” y consumidos en “j”), que deben de ser transformadas en matrices de flujos

por categorías de transporte. Esta matriz constituye la entrada fundamental para la generación

de viajes, selección modal y asignación.

Sin embargo, el modelo de transporte no puede ser aplicado hasta tanto no se definan o

construyan los caminos o pasos de la red, es decir, hasta que no se determine las diferentes

maneras de viajar entre una zona y otra por diferentes vías y modos de transporte. El

programa utiliza un método que considera el costo generalizado del viaje y escoge un

conjunto de trayectos, desde el más económico hasta un número máximo que puede ser

indicado por el usuario. Para la búsqueda de trayectos de viaje el método aplica un factor de

penalización con el objeto de minimizar el grado de viajes redundantes, lo cual facilita la

escogencia de opciones de viajes claramente diferentes. En el proceso de búsqueda el método

compara el costo de cada trayecto con respecto al del anterior hasta que el costo del último

99

trayecto obtenido es igual al de cualquiera de los trayectos anteriores. Este último paso no se

archiva con el fin de evitar repeticiones.

A partir de estos trayectos el modelo estima la utilidad del transporte por cada trayecto y

categoría, esto constituye el otro dato fundamental para la generación de viajes, selección

modal y asignación, proceso que se realiza en forma iterativa hasta lograr un equilibrio en la

red.

El proceso de generación de viajes consiste en pronosticar el número de viajes que se

producirían por los flujos funcionales calculados en el modelo de localización de actividades.

El total de viajes generados en cada par de zonas se distribuye modalmente a través de un

método, en donde se consideran variables como disponibilidad de vehículos (para el caso de

pasajeros) y las ventas comparativas de cada modo de transporte (costo).

Los viajes por modos se distribuyen en los distintos trayectos entre zonas transformándolos

luego en vehículos tipo y vehículo estándar.

Una vez asignados los vehículos a la red se realiza un proceso que restringe la capacidad

tanto para la vía como para el transporte público, en el cual se ajustan en cada arco de la red,

la velocidad de circulación y los tiempos de espera para el transporte público. Con estos

valores ajustados se recalculan de nuevo los costos de viaje. Estos nuevos costos entran en la

siguiente iteración y afectan todo el proceso de transporte. Este proceso se repite hasta un

número máximo de iteraciones que el usuario haya definido o hasta alcanzar el criterio de

convergencia establecido.

Como resultado el modelo de transporte produce la carga en la red para cada enlace o arco,

por categoría de transporte, expresada en viajes de unidades transportadas, vehículos tipo y

vehículos estándar; así como la relación demanda/ capacidad. Adicionalmente produce

matrices de costo y desutilidad de transporte, por categoría del mismo. Estos costos y

desutilidades son finalmente transformados a costos y desutilidades de transporte expresados

para las categorías socio-económicas, las cuales inciden en la localización de actividades del

período siguiente.

Este proceso se realiza para todos los períodos de proyección considerados, obteniéndose

estimaciones de población y empleo para cada uno de esos períodos.

100

APÉNDICE B: Proyecciones de Población por

estratos y Empleo por sectores

101

Tabla B.1 Proyecciones de Población por estratos y Empleo por sectores para el año 2008. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.355 2.479 2.981 6.815 2.263 532 3.120 768 384 7.067

5002 6.972 12.749 15.333 35.054 4.194 1.199 4.680 1.152 149 11.374

5003 2.711 4.958 5.963 13.632 1.480 1.007 3.213 299 576 6.575

5004 5.616 12.270 16.351 34.237 3.885 443 2.900 640 320 8.188

5005 2.711 4.958 5.963 13.632 9.148 976 5.720 1.408 704 17.956

Urdaneta

5006 6.194 11.635 13.828 31.657 2.936 193 3.308 181 117 6.735

5010 5.420 10.006 12.099 27.525 4.124 231 1.570 217 140 6.282

5011 5.699 10.523 12.724 28.946 3.182 252 2.921 297 175 6.827

5012 9.807 18.106 21.894 49.807 7.558 630 4.273 590 381 13.432

Lander

5020 1.582 2.907 3.508 7.997 576 97 735 114 67 1.589

5021 7.383 13.568 16.373 37.324 3.292 434 3.309 512 302 7.849

5022 1.582 2.907 3.508 7.997 4.387 253 1.930 299 176 7.045

5023 14.502 26.651 32.161 73.314 2.551 398 3.033 469 277 6.728

Simón Bolívar 5030 2.043 4.203 5.287 11.533 4.570 275 1.617 434 180 7.076

5031 5.254 10.809 13.595 29.658 4.791 489 2.875 772 320 9.247

Independencia

5040 12.996 24.747 29.913 67.656 6.743 600 6.405 929 366 15.043

5041 7.386 13.354 15.538 36.278 5.470 1.100 8.117 1.405 996 17.088

5042 1.597 3.038 3.634 8.269 1.131 34 250 43 30 1.488

5043 30 50 0 80 331 34 100 43 30 538

5044 6.983 14.192 17.171 38.346 3.837 525 3.871 670 475 9.378

Paz Castillo

5050 10.193 18.409 24.461 53.063 2.102 58 1.025 91 36 3.312

5051 2.293 4.367 5.279 11.939 2.927 73 781 113 45 3.939

5052 4.789 10.179 12.283 27.251 4.522 485 3.468 669 302 9.446

5053 3.161 6.718 8.106 17.985 3.635 266 1.901 367 165 6.334

5054 1.245 2.646 3.193 7.084 298 31 224 43 19 615

102

Tabla B.2 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2013. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.360 2.632 3.099 7.091 2.450 587 3.512 845 423 7.818

5002 6.755 13.122 15.900 35.777 4.542 1.323 5.205 1.264 164 12.498

5003 2.648 5.139 6.183 13.970 1.604 1.111 3.568 328 631 7.241

5004 5.549 12.572 16.956 35.077 4.211 489 3.188 702 351 8.941

5005 2.578 5.168 6.169 13.915 9.915 1.077 6.208 1.542 771 19.513

Urdaneta

5006 6.241 12.341 14.357 32.939 3.179 213 3.678 198 128 7.396

5010 5.443 10.435 12.560 28.438 4.466 255 1.745 238 153 6.857

5011 5.632 10.861 13.199 29.692 3.446 278 3.243 325 191 7.483

5012 9.577 18.754 22.705 51.036 8.185 695 4.736 646 417 14.679

Lander

5020 1.516 2.977 3.636 8.129 623 107 816 125 73 1.745

5021 7.130 13.903 16.961 37.994 3.565 479 3.654 560 330 8.588

5022 1.519 3.080 3.631 8.230 4.752 279 2.138 327 193 7.689

5023 14.084 27.362 33.333 74.779 2.763 439 3.359 514 303 7.378

Simón Bolívar 5030 1.992 4.436 5.583 12.011 4.951 303 1.785 474 197 7.710

5031 5.088 11.217 14.104 30.409 5.189 540 3.190 846 351 10.116

Independencia

5040 12.726 25.533 31.001 69.260 7.306 662 7.035 1.014 399 16.416

5041 7.084 13.757 16.308 37.149 5.925 1.214 8.990 1.539 1.091 18.759

5042 1.583 3.134 3.759 8.476 1.224 38 280 47 33 1.622

5043 37 62 0 99 358 38 109 47 33 585

5044 6.885 14.736 17.714 39.335 4.156 579 4.345 733 519 10.332

Paz Castillo

5050 9.800 18.751 25.225 53.776 2.275 64 1.147 99 39 3.625

5051 2.238 4.463 5.471 12.172 3.169 81 867 124 49 4.290

5052 4.708 10.651 12.728 28.087 4.897 535 3.846 734 332 10.344

5053 3.199 7.255 8.595 19.049 3.937 294 2.117 403 181 6.931

5054 1.206 2.701 3.307 7.214 323 34 250 47 21 675

103

Tabla B.3 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2018. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.315 2.783 3.216 7.314 2.626 646 3.591 909 454 8.226

5002 6.365 13.353 16.540 36.258 4.871 1.213 5.119 1.366 176 12.745

5003 2.616 5.240 6.383 14.239 1.716 1.466 5.323 354 682 9.541

5004 5.260 12.739 17.625 35.624 4.519 538 3.363 756 378 9.554

5005 2.386 5.397 6.389 14.172 10.638 1.185 6.397 1.670 834 20.724

Urdaneta

5006 6.334 13.591 14.913 34.838 3.408 234 4.251 215 139 8.247

5010 5.420 10.977 13.059 29.456 4.790 280 2.145 257 166 7.638

5011 5.678 11.202 13.623 30.503 3.695 306 3.647 352 207 8.207

5012 9.418 19.627 23.428 52.473 8.776 765 5.102 697 450 15.790

Lander

5020 1.458 3.169 3.768 8.395 784 118 897 135 80 2.014

5021 6.726 14.104 17.481 38.311 3.823 527 4.049 604 356 9.359

5022 1.442 3.264 3.752 8.458 5.096 307 2.274 352 207 8.236

5023 14.476 28.110 34.333 76.919 2.963 483 3.709 551 326 8.032

Simón Bolívar 5030 1.977 4.581 5.819 12.377 5.304 334 2.058 513 213 8.422

5031 4.868 11.715 14.718 31.301 5.565 594 3.389 913 377 10.838

Independencia

5040 12.192 25.602 31.876 69.670 7.837 729 7.340 1.089 428 17.423

5041 6.598 13.735 16.871 37.204 6.354 1.336 9.537 1.656 1.171 20.054

5042 1.575 3.186 3.870 8.631 1.312 41 310 51 35 1.749

5043 33 62 0 95 152 41 345 51 35 624

5044 6.868 15.802 18.335 41.005 4.455 637 3.749 788 557 10.186

Paz Castillo

5050 9.287 18.978 25.808 54.073 2.554 70 1.120 107 42 3.893

5051 2.085 4.444 5.643 12.172 3.397 89 918 133 53 4.590

5052 4.500 11.103 13.146 28.749 5.252 589 4.484 786 354 11.465

5053 3.023 7.785 8.849 19.657 4.221 323 2.005 430 193 7.172

5054 1.135 2.715 3.411 7.261 346 38 266 51 22 723

104

Tabla B.4 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2023. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.329 3.154 3.422 7.905 2.818 712 3.949 986 493 8.958

5002 6.334 13.904 17.270 37.508 5.228 1.338 5.441 1.484 192 13.683

5003 2.673 5.217 6.472 14.362 1.840 1.617 5.404 375 720 9.956

5004 4.945 13.288 18.301 36.534 4.853 593 3.551 814 407 10.218

5005 2.212 5.501 6.492 14.205 11.423 1.307 5.988 1.768 880 21.366

Urdaneta

5006 6.232 15.023 15.255 36.510 3.657 258 4.419 228 147 8.709

5010 5.342 11.011 13.097 29.450 5.141 309 2.379 271 174 8.274

5011 5.754 11.019 13.564 30.337 3.965 337 3.742 373 219 8.636

5012 9.033 19.757 23.353 52.143 9.419 844 5.196 736 475 16.670

Lander

5020 1.294 3.349 3.834 8.477 841 130 1.007 148 87 2.213

5021 5.900 13.839 17.735 37.474 4.103 581 4.258 649 382 9.973

5022 1.411 3.381 3.765 8.557 5.470 339 2.367 373 219 8.768

5023 14.298 27.516 34.180 75.994 3.180 533 3.808 582 344 8.447

Simón Bolívar 5030 2.320 4.930 6.184 13.434 5.691 368 2.291 558 232 9.140

5031 5.235 12.802 15.443 33.480 5.974 655 3.672 985 407 11.693

Independencia

5040 12.027 25.711 32.751 70.489 8.414 804 7.456 1.152 452 18.278

5041 6.832 13.350 17.136 37.318 6.819 1.473 9.769 1.743 1.230 21.034

5042 1.857 3.173 3.900 8.930 1.407 46 326 53 36 1.868

5043 28 62 0 90 163 46 364 55 38 666

5044 6.841 17.987 19.459 44.287 4.781 703 4.525 872 618 11.499

Paz Castillo

5050 8.834 19.299 26.365 54.498 2.740 78 1.246 114 45 4.223

5051 1.896 4.405 5.841 12.142 3.645 98 988 145 58 4.934

5052 4.117 11.798 13.640 29.555 5.636 650 4.784 853 384 12.307

5053 2.809 8.731 9.196 20.736 4.530 356 2.227 470 211 7.794

5054 1.038 2.769 3.547 7.354 371 42 301 55 24 793

105

Tabla B.5 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2028. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.236 3.251 3.324 7.811 3.031 784 4.260 1.068 535 9.678

5002 5.881 14.570 18.039 38.490 5.624 1.473 5.572 1.603 207 14.479

5003 2.536 5.269 6.591 14.396 1.978 1.779 5.252 395 758 10.162

5004 4.449 13.908 18.953 37.310 5.224 653 3.893 864 432 11.066

5005 1.979 5.707 6.613 14.299 12.295 1.439 5.149 1.868 929 21.680

Urdaneta

5006 5.829 16.897 15.685 38.411 3.933 285 4.551 243 157 9.169

5010 5.103 11.328 13.200 29.631 5.530 341 2.697 286 184 9.038

5011 5.569 11.100 13.570 30.239 4.266 372 3.792 393 231 9.054

5012 8.340 20.367 23.400 52.107 10.132 929 5.325 775 500 17.661

Lander

5020 1.066 3.613 3.915 8.594 905 143 1.211 161 95 2.515

5021 5.006 13.875 18.044 36.925 4.414 640 4.504 695 409 10.662

5022 1.308 3.569 3.761 8.638 5.886 373 2.533 392 230 9.414

5023 13.640 27.473 33.986 75.099 3.421 587 3.973 610 361 8.952

Simón Bolívar 5030 2.507 5.326 6.557 14.390 6.121 405 2.679 602 250 10.057

5031 5.422 14.184 16.077 35.683 6.427 721 4.222 1.048 432 12.850

Independencia

5040 11.402 25.973 33.509 70.884 9.054 885 7.750 1.200 470 19.359

5041 6.586 13.018 17.268 36.872 7.336 1.622 10.241 1.810 1.273 22.282

5042 2.099 3.158 3.870 9.127 1.513 50 357 54 37 2.011

5043 21 63 0 84 176 50 373 59 41 699

5044 6.417 19.947 20.431 46.795 5.143 774 6.514 946 673 14.050

Paz Castillo

5050 8.158 19.720 26.693 54.571 2.946 86 1.496 121 47 4.696

5051 1.622 4.398 5.999 12.019 3.920 108 1.074 156 62 5.320

5052 3.491 12.516 14.083 30.090 6.063 715 5.027 915 412 13.132

5053 2.390 9.842 9.518 21.750 4.873 392 2.561 508 228 8.562

5054 889 2.838 3.663 7.390 399 46 357 60 26 888

106

Tabla B.6 Proyecciones de Población por Estratos y Empleo por Sectores para el año 2033. [16]

MUNICIPIOS Zona DELEC POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E Total Básico Gobierno Com./Serv. Educación Salud Total

Cristóbal Rojas

5001 1.115 3.751 3.550 8.416 3.248 862 4.531 1.146 574 10.361

5002 5.292 15.312 18.837 39.441 6.029 1.619 5.544 1.713 221 15.126

5003 2.343 5.346 6.730 14.419 2.120 1.956 4.974 413 792 10.255

5004 3.875 14.554 19.604 38.033 5.605 718 4.868 901 451 12.543

5005 1.747 5.961 6.745 14.453 13.188 1.582 4.035 1.955 970 21.730

Urdaneta

5006 5.307 19.349 16.161 40.817 4.216 313 4.718 256 166 9.669

5010 4.825 11.794 13.318 29.937 5.929 374 3.210 299 191 10.003

5011 5.282 11.208 13.572 30.062 4.573 408 3.986 411 241 9.619

5012 7.539 21.130 23.476 52.145 10.861 1.021 5.869 808 521 19.080

Lander

5020 821 4.015 3.992 8.828 970 157 1.778 173 102 3.180

5021 4.106 13.896 18.297 36.299 4.731 703 5.094 734 431 11.693

5022 1.186 3.889 3.771 8.846 6.311 410 3.279 406 238 10.644

5023 12.883 27.433 33.714 74.030 3.668 645 4.650 632 373 9.968

Simón Bolívar 5030 2.643 5.835 6.970 15.448 6.561 446 3.720 639 265 11.631

5031 5.380 16.098 16.773 38.251 6.892 793 5.985 1.096 451 15.217

Independencia

5040 10.516 26.065 33.927 70.508 9.709 972 10.215 1.225 477 22.598

5041 6.147 12.650 17.307 36.104 7.865 1.783 12.588 1.845 1.291 25.372

5042 2.262 3.160 3.852 9.274 1.621 55 463 54 37 2.230

5043 15 64 0 79 188 55 405 62 43 753

5044 5.768 18.577 21.547 45.892 5.513 851 20.973 1.005 714 29.056

Paz Castillo

5050 7.334 20.066 26.774 54.174 3.157 94 2.399 125 49 5.824

5051 1.395 4.353 6.041 11.789 4.202 118 1.189 164 65 5.738

5052 2.884 13.208 14.344 30.436 6.500 786 5.361 961 432 14.040

5053 1.926 11.135 9.757 22.818 5.224 431 3.258 536 240 9.689

5054 731 2.897 3.741 7.369 428 50 480 64 28 1.050

107

APÉNDICE C: Corrientes máximas por mes de

cada circuito para el año 2008

108

Tabla C.1 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008

AÑO 2008

SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

ALVARENGA

EL CAMPITO 150 155 160 160 170 170 180 170 180 170 180 175

LA MAGDALENA 150 155 170 165 160 180 170 180 182 160 185 175

LA ESTRELLA 310 320 345 350 380 370 370 365 384 360 395 192

SAN RAFAEL 200 170 260 90 130 85 110 90 150 170 163 40

LOS OLIVOS 34 32 39 38 35 210 180 125 120 140 162 105

ALVAR. INDUSTRIAL 174 180 180 190 170 180 180 184 190 160 182 182

CHARALLAVE

AGREG. LIVIANOS 226 232 265 270 274 280 294 290 292 272 263 275

ALFAQUARZ - - - - - - - - - - - -

TACATA CUA 310 246 280 312 326 340 320 330 362 348 305 300

AMERICER 204 226 220 226 242 246 224 236 214 215 207 200

RIO TUY 285 270 305 346 335 342 341 346 360 0 354 324

SUCUA 294 298 310 312 310 360 310 318 331 336 316 314

PITAHAYA 180 201 205 211 215 221 186 164 153 275 142 139

CHARALLAVE 186 193 208 216 222 218 228 256 220 228 219 217

SIMA QUIMICA 134 158 158 180 179 154 190 206 182 184 180 176

LA RAIZA 111 106 115 125 128 136 140 142 161 160 168 163

OCUMARE II

SANTA BARBARA 252 258 285 315 330 325 308 327 337 335 330 319

SAN BASILIO 220 210 235 250 315 245 256 263 260 252 260 244

INOS I 100 92 100 92 90 92 100 94 92 96 96 92

AEROPUERTO 156 209 174 204 71 188 176 218 260 198 196 184

SAN MIGUEL 220 213 232 260 264 252 262 268 280 274 280 264

LAS MERCEDES 216 212 230 242 240 240 240 240 250 248 256 232

LA LAGUNA 204 208 216 236 280 240 236 236 245 230 232 241

F.N.C. 70 80 95 90 60 75 80 95 90 90 85 84

109

Tabla C.2 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008

AÑO 2008

SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

STA. LUCIA

LA AGUADA 60 153 70 80 45 80 75 74 72 70 75 45

SANTA LUCIA 185 190 198 195 190 220 210 205 210 210 210 207

PICHAO 280 275 295 310 125 350 350 335 370 370 350 340

PROMOTUY 110 115 116 125 125 125 125 130 130 135 135 130

LA VIRGINIA 275 280 302 300 280 325 320 340 350 340 350 345

SANTA EPIFANIA 70 80 75 70 70 68 70 80 78 72 70 80

CUA

APARAY 136 132 147 144 160 144 160 164 160 152 156 144

BELFORT GLASS 66 66 53 19 51 52 56 39 49 65 46 07

EL DELEITE 79 89 76 76 88 82 85 81 95 93 93 88

FAACA 53 54 38 38 58 73 81 83 27 70 48 39

MARIN I 91 91 89 66 88 86 75 89 70 92 115 70

MARIN II 62 87 104 71 118 90 90 99 92 93 94 57

MARIN III 112 136 124 76 128 124 124 126 104 128 92 36

TACATACA 89 88 103 105 106 94 102 115 91 115 127 116

INAVI

DOS LAGUNAS INDS 194 168 194 139 237 262 286 194 230 277 135 147

DOS LAGUNAS RES 140 145 154 154 142 165 165 232 168 170 174 148

INAVI 13 14 16 14 14 15 17 23 15 16 15 16

SOAPIRE 135 144 154 146 147 164 163 229 98 141 133 126

VISTA LINDA 18 19 24 19 19 25 27 - - - - -

TRIPLEX 101 115 107 97 116 131 140 96 152 141 69 106

LA RAIZA

CARTANAL 121 115 141 136 140 131 156 144 164 152 151 159

FRIGORIFICO 84 118 135 132 132 134 139 146 170 179 167 176

LA CHURUATA 35 36 44 38 38 44 52 54 53 99 43 43

PEÑITA 33 22 35 32 29 33 12 12 16 21 12 15

SE SUR 33 29 37 34 32 35 67 66 66 77 69 63

110

Tabla C.3 Corrientes máximas por mes de cada circuito para el año 2008

AÑO 2008

SUBESTACION CIRCUITOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

OCUMARE I

COLONIA MENDOZA 126 131 131 138 154 147 161 155 100 139 147 137

EL PEÑON 42 42 46 45 50 49 53 48 50 45 48 48

HOSPITAL 62 60 66 66 72 69 71 42 65 61 62 58

OCUMARE 145 142 136 161 171 169 166 170 99 142 151 137

RANGEL 04 130 124 136 134 140 147 140 130 124 134 108

VALLE VERDE 176 179 191 201 203 199 209 218 196 186 196 175

PARAISO EL PARAISO 85 103 17 90 106 136 142 135 157 150 89 88

MOPIA 156 176 182 163 183 192 204 262 185 201 188 179

SANTA TERESA I

CDAD LOZADA 127 132 117 127 154 146 154 168 169 177 131 137

GUATOPO 67 90 81 53 87 90 92 50 99 94 52 58

STA. TERESA 242 250 228 224 272 264 294 281 277 290 211 202

YARE 208 234 219 205 223 234 248 337 237 241 201 194

STA. ROSA CUA 99 103 94 139 147 139 138 144 146 142 151 132

STA. ROSA 106 102 111 136 172 152 174 183 200 177 189 178

TAZON

AVEMARIA I 29 28 28 36 37 42 47 37 30 37 29 29

AVEMARIA II 20 20 28 25 31 28 45 35 36 3 - -

PINTUY 212 220 240 209 248 232 272 248 248 244 244 188

TOCORON 9 11 12 13 19 18 7 9 13 9 13 11

111

APÉNDICE D: Resultados Obtenidos de la

Simulación del Año Base 2008 en PADEE

112

Tabla D.1 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.

No.

Nombre del Circuito

AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda

Prom. Res. %

Carga Conectada

(kW) (kVA) (kW) (kVAR)

1 CTO. ALVARENGA INDUSTRIAL S/E ALVARENGA 190.00 0.91 105 0.70 0.91 20713.00 7.02 161.84 448.38 15231.74 13698.39 6660.34

2 CTO. LOS OLIVOS S/E ALVARENGA 120.00 0.90 105 0.63 0.90 1122.50 0.25 10.00 0.84 703.28 632.73 307.01

3 CTO. SAN RAFAEL S/E ALVARENGA 170.00 0.91 105 0.68 0.91 6118.00 2.72 45.32 68.84 4265.81 3835.92 1866.24

4 CTO. LA ESTRELLA S/E ALVARENGA 395.00 0.91 105 0.71 0.91 13522.50 4.45 105.32 221.65 9911.94 8915.63 4331.07

5 CTO. MAGDALENA S/E ALVARENGA 185.00 0.90 105 0.69 0.90 6622.50 2.78 49.33 42.98 4642.71 4174.72 2031.38

6 CTO. EL CAMPITO S/E ALVARENGA 180.00 0.90 105 0.61 0.90 7297.50 1.12 47.99 25.69 4517.36 4063.14 1974.20

TOTAL S/E ALVARENGA

39272.85 35320.53 17170.24

7 CTO. AGREGADOS LIVIANOS S/E CHARALLAVE 294.00 0.899 105 0.55 0.97 24248.50 30.19 190.28 3074.17 17896.58 16084.82 7846.41

8 CTO. ALFA QUARTZ S/E CHARALLAVE 117.00 0.90 105 0.73 0.90 2000.00 1.29 15.73 11.73 1480.65 1331.44 647.77

9 CTO. TACATA S/E CHARALLAVE 362.00 0.91 105 0.80 0.91 10952.50 4.79 96.52 227.76 9083.78 8170.38 3969.87

10 CTO. AMERICER S/E CHARALLAVE 246.00 0.92 105 0.82 0.92 6995.00 7.31 65.60 265.26 6172.83 5552.72 2696.51

11 CTO. RIO TUY S/E CHARALLAVE 360.00 0.91 105 0.70 0.91 7665.00 5.17 59.99 165.43 5646.05 5077.72 2468.72

12 CTO. SUCUA S/E CHARALLAVE 360.00 0.91 105 0.46 0.91 18712.50 5.45 95.99 242.70 9033.82 8124.83 3949.32

13 CTO. CHARALLAVE S/E CHARALLAVE 228.00 0.91 105 0.42 0.91 13061.50 5.90 60.79 194.57 5720.98 5144.46 2502.82

14 CTO. PITAHAYA S/E CHARALLAVE 221.00 0.91 105 0.63 0.91 8367.50 7.35 85.10 209.28 5545.44 4987.04 2425.15

15 CTO. SIMA QUIMICA S/E CHARALLAVE 206.00 0.92 105 0.67 0.92 22391.00 10.33 175.36 1000.32 16483.63 14825.54 7205.10

16 CTO. LA RAIZA 34.5 KV S/E CHARALLAVE - - - - - - - - - - - -

TOTAL S/E CHARALLAVE

77063.75 69298.95 33711.67

17 CTO. LA LAGUNA S/E OCUMARE II 245.00 0.91 105 0.58 0.91 10030.00 6.88 65.32 193.10 6147.64 5528.78 2688.14

18 CTO. LAS MERCEDES S/E OCUMARE II 256.00 0.90 105 0.72 0.90 3375.00 2.33 26.39 28.97 2484.36 2234.56 1085.72

19 CTO. SAN MIGUEL S/E OCUMARE II 280.00 0.92 105 0.81 0.92 7841.00 10.85 112.76 432.78 7024.89 6318.28 3070.57

20 CTO. SAN BASILIO S/E OCUMARE II 263.00 0.90 105 0.72 0.90 2150.00 1.90 16.80 15.29 1581.08 1422.24 690.69

21 CTO. INOS II S/E OCUMARE II 100.00 0.90 105 0.87 0.90 2800.00 3.44 35.71 61.16 2509.42 2256.98 1096.91

22 CTO. INOS I S/E OCUMARE II 100.00 0.899 105 0.82 0.90 3000.00 3.15 35.91 55.74 2523.42 2267.77 1106.73

23 CTO. AEROPUERTO S/E OCUMARE II 209.00 0.94 105 0.63 0.94 18647.50 16.35 145.76 1332.67 13717.82 12336.53 5999.05

24 CTO. SANTA BARBARA S/E OCUMARE II 337.00 0.93 105 0.70 0.93 10772.50 17.66 89.82 629.96 8453.24 7602.50 3695.84

TOTAL S/E OCUMARE II

44441.86 39967.64 19433.65

113

Tabla D.2 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.

No.

Nombre del Circuito

AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda

Prom. Res. %

Carga Conectada

(kW) (kVA) (kW) (kVAR)

25 CTO. PICHAO S/E STA. LUCIA 370.00 0.91 105 0.71 0.91 5117.50 5.09 49.30 88.65 3764.03 3384.72 1646.67

26 CTO. STA. LUCIA S/E STA. LUCIA 220.00 0.90 105 0.75 0.90 7257.50 2.55 58.66 50.44 5521.16 4965.63 2413.66

27 CTO. LA AGUADA S/E STA. LUCIA 80.00 0.90 105 0.72 0.90 5115.00 2.80 81.72 67.21 3763.73 3384.83 1645.78

28 CTO. LA VIRGINIA S/E STA. LUCIA 350.00 0.90 105 0.73 0.90 5602.50 1.05 43.74 16.22 4116.58 3701.77 1800.86

29 CTO. SANTA EPIFANIA S/E STA. LUCIA 80.00 0.92 105 0.67 0.92 7202.50 12.25 81.33 347.25 5294.92 4762.84 2313.32

30 CTO. PROMOTUY S/E STA. LUCIA 135.00 0.91 105 0.53 0.91 6165.00 6.23 48.59 94.96 3387.46 3046.24 1481.65

TOTAL S/E STA. LUCIA

25847.86 23246.03 11301.94

35 CTO. APARAY S/E CUA 13.8 KV 164.00 0.90 105 0.73 0.90 3599.00 1.11 28.27 11.40 2660.75 2392.75 1163.74

36 CTO. FAACA S/E CUA 13.8 KV 83.00 0.90 105 0.73 0.90 7307.50 1.65 57.58 45.62 5370.51 4829.23 2349.67

37 CTO. TACATA S/E CUA 13.8 KV 116.00 0.90 105 0.74 0.90 1967.50 0.48 15.47 2.94 1456.47 1309.79 636.98

38 CTO. MARIN III S/E CUA 13.8 KV 128.00 0.90 105 0.72 0.90 10100.00 2.33 78.92 79.91 7428.06 6681.42 3245.72

39 CTO. MARIN I S/E CUA 13.8 KV 92.00 0.90 105 0.73 0.90 8234.00 1.51 92.35 52.08 6048.10 5438.77 2645.63

40 CTO. BELFORT GLASS S/E CUA 13.8 KV 66.00 0.90 105 0.73 0.90 4162.50 0.92 32.53 15.96 3061.78 2754.03 1337.84

41 CTO. EL DELEITE S/E CUA 13.8 KV 95.00 0.90 105 0.70 0.90 3317.50 2.43 29.47 30.90 2383.97 2144.29 1041.80

42 CTO.MARIN II S/E CUA 13.8 KV 118.00 0.90 105 0.72 0.90 10280.00 2.85 80.26 108.84 7553.23 6792.88 3302.74

TOTAL S/E CUA 13.8 KV

35962.87 32343.16 15724.12

43 CTO. INAVI S/E INAVI 17.00 0.90 105 0.73 0.90 1470.00 0.15 18.70 0.86 1079.70 971.63 470.84

44 CTO. VISTA LINDA S/E INAVI 27.00 0.90 105 0.73 0.90 1745.00 0.45 13.60 2.70 1280.74 1151.60 560.47

45 CTO. DOS LAGUNAS RES. S/E INAVI 71.00 0.90 105 0.73 0.90 2415.00 1.04 19.43 9.17 1781.78 1602.03 779.89

46 CTO. SOAPÍRE S/E INAVI 163.0 0.900 105 0.68 0.92 10055.00 9.28 136.42 360.70 7402.36 6658.69 3233.71

47 CTO. DOS LAGUNAS INDUSTRIAL S/E INAVI 174.00 0.91 105 0.50 0.91 13572.50 6.94 76.25 240.14 7176.44 6453.36 3139.33

48 CTO. TRIPLEX S/E INAVI 152.00 0.90 105 0.69 0.90 5404.00 2.14 47.09 43.61 3814.41 3431.05 1666.61

TOTAL S/E INAVI

22535.43 20268.36 9850.85

114

Tabla D.3 Resultados Obtenidos de la Simulación del Año Base 2008 en PADEE.

No.

Nombre del Circuito

AMP FP V Barr FU FP CARGA (kVA) % V %Carga Pérdidas DEMANDA Demanda Demanda

Prom. Res. %

Carga Conectada

(kW) (kVA) (kW) (kVAR)

49 CTO. CHURUATA S/E LA RAIZA 54.00 0.91 105 0.72 0.91 6067.50 2.97 47.46 76.04 4466.53 4016.41 1954.07

50 CTO. RESERVA S/E LA RAIZA

51 CTO. CARTANAL S/E LA RAIZA 164.00 0.91 105 0.51 0.91 7792.50 4.96 43.73 116.32 4115.38 3701.24 1799.22

52 CTO. FRIGORIFICO S/E LA RAIZA 179.00 0.90 105 0.73 0.90 3677.50 2.53 28.79 28.89 2710.36 2437.32 1185.56

53 CTO. LA PEÑITA S/E LA RAIZA 35.00 0.90 105 0.73 0.90 2885.00 1.39 22.66 13.41 2133.16 1918.54 932.50

54 CTO. SUR S/E LA RAIZA 77.00 0.90 105 0.47 0.90 4065.00 1.37 20.53 9.30 1932.85 1738.10 845.54

TOTAL S/E LA RAIZA

15358.29 13811.61 6716.89

55 CTO. VALLE VERDE S/E OCUMARE I 218.00 0.90 105 0.55 0.90 9815.00 1.52 77.85 36.01 5470.81 4920.42 2391.49

56 CTO. OCUMARE S/E OCUMARE I 171.00 0.90 105 0.62 0.90 6892.50 1.71 53.63 35.59 4291.42 3859.47 1876.38

57 CTO. COLONIA MENDOZA S/E OCUMARE I 161.00 0.90 105 0.71 0.90 11672.50 5.56 139.45 207.40 8582.32 7719.88 3749.63

58 CTO. EL PEÑON S/E OCUMARE I 53.00 0.91 105 0.71 0.91 9560.00 7.08 74.65 190.81 7026.16 6319.56 3070.84

59 CTO. HOSPITAL S/E OCUMARE I 72.00 0.90 105 0.48 0.90 3750.00 0.27 19.20 2.80 1807.83 1625.94 790.29

TOTAL S/E OCUMARE I

27178.54 24445.27 11878.63

60 CTO. MOPIA S/E PARAISO 201.00 0.90 105 0.67 0.90 7481.50 0.83 53.60 20.21 5045.30 4537.75 2205.41

61 CTO. PARAISO S/E PARAISO 136.00 0.90 105 0.71 0.90 10690.00 8.58 86.42 202.71 7854.56 7063.30 3435.67

TOTAL S/E PARAISO

12899.85 11601.05 5641.08

62 CTO. CIUDAD LOZADA S/E STA TERESA I 177.00 0.90 105 0.46 0.90 9452.50 1.90 47.19 31.73 4442.03 3994.88 1942.30

63 CTO. STA.TERESA S/E STA TERESA I 294.00 0.90 105 0.59 0.90 12497.50 0.60 78.45 17.15 7383.48 6638.62 3231.79

64 CTO. YARE S/E STA TERESA I 248.00 0.91 105 0.63 0.91 9332.50 7.68 66.12 210.30 6222.97 5595.98 2722.21

65 CTO. GUATOPO S/E STA TERESA I 99.00 0.91 105 0.71 0.91 17312.50 4.35 135.44 251.76 12747.14 11461.63 5578.60

TOTAL S/E STA TERESA I

30795.62 27691.11 13474.90

66 CTO. STA. ROSA S/E SANTA ROSA 189.00 0.90 105 0.50 0.90 9425.00 1.19 50.40 22.19 4743.86 4267.32 2072.25

67 CTO. CUA S/E SANTA ROSA 151.00 0.90 105 0.51 0.90 7355.00 2.38 45.35 46.15 3789.26 3408.26 1655.97

TOTAL S/E SANTA ROSA

8533.12 7675.58 3728.22

68 CTO. TOCORON S/E TAZON 13.8 KV 19.00 0.90 105 0.72 0.90 1340.00 1.27 13.92 6.58 978.72 880.40 427.54

69 CTO. AVE MARIA I S/E TAZON 13.8 KV 47.00 0.90 105 0.73 0.90 5525.00 0.83 43.20 15.03 4066.34 3656.75 1778.57

70 CTO. AVE MARIA II S/E TAZON 13.8 KV 45.00 0.90 105 0.61 0.90 1842.50 0.26 12.00 1.17 1130.18 1016.81 493.34

71 CTO. PINTUY S/E TAZON 13.8 KV 248.00 0.91 105 0.41 0.91 14661.00 6.31 69.42 169.48 6223.36 5598.02 2718.88

TOTAL S/E TAZON 13.8 KV

12398.59 11151.98 5418.33

115

APÉNDICE E: Resultados de la Demanda Total

Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC

116

Tabla E.1 Población del Año Base 2008

ZONA

DELEC

AÑO BASE 2008

POBLACIÓN EMPLEO

ABC D E BÁSICO GOBIERNO COM/SERV EDUCACIÓN SALUD

5001 1.355 2.479 2.981 2.263 532 2.920 768 384

5002 6.972 12.749 15.333 4.194 999 4.280 1.152 149

5003 2.711 5.008 5.963 1.480 1.207 4.413 299 576

5004 5.616 12.320 16.352 3.885 443 2.900 640 320

5005 2.711 4.958 5.963 9.148 976 5.720 1.408 704

5006 6.194 11.635 13.828 2.936 193 3.508 181 117

5010 5.420 10.006 12.099 4.124 231 1.570 217 140

5011 5.699 10.523 12.724 3.182 252 3.021 297 175

5012 9.807 18.106 21.894 7.558 630 4.273 590 381

5020 1.582 2.907 3.508 676 97 735 114 67

5021 7.383 13.568 16.373 3.292 434 3.409 512 302

5022 1.582 2.907 3.508 4.387 253 1.930 299 176

5023 14.502 26.651 32.162 2.551 398 3.133 469 277

5030 2.043 4.303 5.387 4.570 275 1.717 434 180

5031 5.254 10.809 13.595 4.791 489 2.875 772 320

5040 12.996 24.747 29.914 6.743 600 6.405 929 366

5041 7.386 13.454 15.738 5.470 1.100 8.117 1.405 996

5042 1.597 3.038 3.634 1.131 34 250 43 30

5043 40 60 0 131 34 300 43 30

5044 6.883 13.892 17.072 3.837 525 3.071 670 475

5050 9.993 18.009 24.362 2.202 58 925 91 36

5051 2.293 4.367 5.279 2.927 73 781 113 45

5052 4.789 10.179 12.283 4.522 485 3.868 669 302

5053 3.261 6.818 8.306 3.635 266 1.701 367 165

5054 1.245 2.646 3.193 298 31 223 43 19

117

Tabla E.1.1 Índices Utilizados para Calibración del Año Base 2008

ZONA

DELEC

INDICES UTILIZADOS (MODO USO FINAL DE LOS EQUIPOS)

[W]/persona [KVA]/persona

ABC D E BÁSICO GOBIERNO COM/SERV EDUCACIÓN SALUD

5001 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5002 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5003 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5004 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5005 555,25 413,10 137,42 2,46 0,98 0,47 0,43 0,22

5006 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5010 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5011 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5012 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5020 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5021 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5022 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5023 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5030 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5031 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5040 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5041 555,25 413,10 137,42 1,75 0,98 0,47 0,43 0,22

5042 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5043 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5044 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5050 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5051 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5052 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5053 555,25 137,42 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

5054 555,25 413,10 137,42 0,62 0,98 0,47 0,43 0,22

118

Tabla E.1.2 Resultados de la Demanda Total Estimada y Real para c/u de las zonas DELEC

ZONA

DELEC

DEMANDA ESTIMADA DEMANDA REAL

DEMANDA TOTAL

ZONA [KVA]

DEMANDAS

PADEE [KVA]

5001 5.379,21 1.283

5002 18.610,25 19.160

5003 10.985,97 14.137

5004 20.556,21 23.866

5005 31.764,38 37.134

5006 15.034,45 11.696

5010 13.428,86 14.957

5011 14.093,92 5.459

5012 33.892,69 36.026

5020 4.532,96 6.157

5021 13.480,56 6.930

5022 11.844,84 9.294

5023 29.796,21 29.878

5030 8.192,90 8.824

5031 12.168,71 5.362

5040 32.200,29 26.436

5041 28.420,80 34.879

5042 3.811,61 464

5043 332,75 0

5044 13.702,29 8.262

5050 20.054,63 24.597

5051 6.536,64 3.341

5052 14.951,35 16.635

5053 7.828,11 3.950

5054 2.812,65 1.403

119

APÉNDICE F: Consumo Anual Per Cápita en

el los Valles del Tuy

120

Tabla F.1 Proyecciones de Población por Año para los Valles del Tuy, 1995-2010

POBLACIÓN INE

MUNICIPIOS

AÑOS

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Cristóbal Rojas - - - - - 83.568 85.408 87.269 89.153 91.011 92.824 94.615 96.369 98.083 99.765 101.426

Independencia - - - - - 137.469 140.794 144.165 147.596 150.991 154.327 157.637 160.899 164.109 167.277 170.421

Tomás Lander - - - - - 117.819 120.397 123.005 125.644 128.244 130.782 133.287 135.739 138.135 140.485 142.806

Simón Bolívar - - - - - 34.454 35.338 36.236 37.149 38.058 38.955 39.848 40.730 41.603 42.466 43.326

Urdaneta - - - - - 114.221 116.598 119.000 121.429 123.812 126.131 128.414 130.641 132.810 134.929 137.016

Paz Castillo - - - - - 90.778 93.598 96.484 99.439 102.410 105.372 108.253 111.335 114.316 117.299 120.301

TOTAL 454.742 467.948 481.223 494.565 507.982 578.309 592.133 606.159 620.410 634.526 648.391 662.054 675.713 689.056 702.221 715.296

Fuente: Instituto Nacional de Estadística. Gerencia Estadal de Estadística Miranda. [23]

Nota: Proyecciones Basadas en el Censo de Población y Vivienda 2001

http://iies.faces.ula.ve/Proyecciones_de_Poblacion/Miranda.htm

121

Tabla F.2 Histórico de las Demanda Máximas Anuales por Subestaciones

AÑOS

MÁXIMOS ANUALES [MW]

CHARALLAVE II OCUMARE II YARE SANTA LUCÍA ALVARENGA SANTA TERESA III TOTAL ANUAL [MW]

1995 44,38 19,44 28,56 11,48 9,81 33,59 147,26

1996 41,32 14,88 28,76 10,75 9,45 34,79 139,95

1997 45,28 16,97 28,04 10,10 10,36 36,80 147,55

1998 48,14 16,85 30,82 10,52 11,79 38,92 157,04

1999 45,90 22,97 27,06 10,54 10,31 40,46 157,24

2000 45,88 20,11 26,08 11,20 11,48 44,00 158,75

2001 50,67 23,17 27,98 13,75 17,49 46,26 179,32

2002 51,62 23,77 26,88 14,25 15,31 46,85 178,68

2003 50,09 25,97 25,51 15,02 12,68 44,00 173,27

2004 52,16 27,10 25,41 16,12 12,87 44,00 177,66

2005 58,65 28,40 27,63 19,26 18,90 44,47 197,31

2006 65,21 33,88 29,90 17,76 17,90 54,03 218,68

2007 70,49 38,34 30,54 18,38 23,26 50,59 231,60

2008 77,61 39,99 29,56 16,29 24,85 56,29 244,59

2009 78,20 39,78 28,82 20,88 20,20 52,06 239,95

2010 83,31 38,54 28,43 23,81 23,35 50,22 247,67

122

Tabla F.3 Consumo Anual Per Cápita en el los Valles del Tuy.

AÑOS [KW]/per cápita [KVA]/per cápita

1995 0,324 0,360

1996 0,299 0,332

1997 0,307 0,341

1998 0,318 0,353

1999 0,310 0,344

2000 0,275 0,305

2001 0,303 0,336

2002 0,295 0,328

2003 0,279 0,310

2004 0,280 0,311

2005 0,304 0,338

2006 0,330 0,367

2007 0,343 0,381

2008 0,355 0,394

2009 0,342 0,380

2010 0,346 0,385

123

APÉNDICE G: Proyectos del Plan GMVV

considerados en el área de estudio.

124

Tabla G.1 Proyectos del Plan GMVV considerados en el área de estudio.

Municipio Zona

DELEC Proyecto Clase

Viviendas a

construir KVA

Cristóbal Rojas

5002 Charallave Norte Residencial 400 800

5004

Conjunto Bosque Real Residencial 420 840

Ciudad Miranda Residencial 84 168

Parque Resd. Mata Linda Residencial 480 960

5005 Altos del Dividive I Residencial 353 706

Altos del Dividive II Residencial 352 704

Urdaneta

5006 Cimas de Cúa Residencial 540 1080

5010

Ciudad Zamora Residencial 2420 4840

Altos de las Mesetas Residencial 160 320

Aparay Residencial 12720 25440

Mirador del Bosque Residencial 7 14

PTI Cúa Industrial - 26000

5011 Cima Real Residencial 180 360

5012 Colinas de Santa Bárbara Residencial 528 1056

Terraza de Humbolt Residencial 1024 2048

Tomas Lander

5021 Pueblo Nuevo Residencial 928 1856

Valle Alto II Residencial 56 112

5022 Lomas de Guadalupe I Residencial 5256 10512

Lomas de Guadalupe III Residencial 6256 12512

5023 Ezequiel Zamora Residencial 310 620

La Rivera Residencial 139 278

Simón Bolívar 5030

Ave María Residencial 312 624

La Salamanca Residencial 651 1302

CORPIVENSA Industrial - 74000

Independencia

5040

Lomas de Dos Lagunas I Residencial 128 256

Santo Domingo Residencial 40 80

Mejoremos el futuro Residencial 218 436

Urb. Las Palmeras Residencial 248 496

5041 El Triplex Residencial 3264 6528

5044 La Morena Residencial 112 224

Paz Castillo 5050 Mediterráneo Residencial 87 174

125

APÉNDICE H: Atlas Eléctricos Planteados

para los Escenarios Propuestos.

126

Figura H.1 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario I

Figura H.2 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario II

127

Figura H.3 Atlas Eléctrico Propuesto para el Escenario III