Deyanira González Aguilar

Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Título: “Análisis para la conexión del PSFV de Rodas y
otros propuestos a la red de la barra Yaguaramas”.
Autor(a): Deyanira González Aguilar
Tutor(es): M.Sc. Emilio Francesena Bacallao
M.Sc. Roberto Ripoll Salcines
Santa Clara, 2016
UNIVERSIDAD CENTRAL “MARTA ABREU” DE LAS VILLAS
Facultad de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Electroenergética
TRABAJO DE DIPLOMA
Título: “Análisis para la conexión del PSFV de Rodas y
otros propuestos a la red de la barra Yaguaramas”.
Autor(a): Deyanira González Aguilar
E-mail: dgaguilar@uclv.cu
Tutor(es):M.Sc. Emilio Francesena Bacallao
E-mail: emiliof@uclv.edu.cu
M.Sc. Roberto Ripoll Salcines
E-mail: ripoll@eleccfg.une.cu
Santa Clara, 2016
Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad
Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la
especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la
Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y
que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la
Universidad.
Firma del Autor
Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según
acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que
debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.
Firma del Autor
Firma del Jefe de Departamento
donde se defiende el trabajo
Firma del Responsable de
Información Científico-Técnica
Pensamiento
La ciencia se compone de errores, que a su vez son los
pasos hacia la verdad.
Julio Verne
i
Dedicatoria
A mi mamá, mi papá, mi tía y a mi abuelita, por hacer posible todo lo que soy
entregándome muchas de las armas que utilizo para vivir la vida con alegría, optimismo
y esperanza.
ii
Agradecimientos
Agradezco a mis padres por permitirme vivir las experiencias que me han llevado a
convertirme en una persona de bien, por su paciencia y entrega para ayudarme a
alcanzar la meta que hoy cruzo.
A mi tía y a mi abuelita que siempre han estado pendientes de mí, se han sacrificado y
me han apoyado en todos los momento de mi vida.
A toda mi familia, por tener la satisfacción de pertenecer a ella y que desde cualquier
parte del mundo siempre me han tenido presente.
A mi novio Jorge Mario, quien ha ido impulsándome con sus consejos, ayuda y
confianza durante estos últimos 3 años.
A mis tutores Francesena y Ripoll, quienes me han acompañado y orientado en la
etapa final de mi carrera, y con su intachable experiencia han brindado lo mejor para la
elaboración de esta tesis.
A los compañeros de regímenes del Despacho de la Empresa Eléctrica de Cienfuegos,
los que de una forma u otra aportaron muchos granos de arena para la realización del
trabajo.
A mi amiga Laura, una muchacha brillante, íntegra y fuerte, quien me ha brindado su
amistad desde que era pequeñita.
Una mención especial para todos mis profesores que durante estos 5 años me
enseñaron las herramientas básicas para convertirme en lo que soy, una Ingeniera
Electricista.
A todos mis compañeros que compartieron sus pensamientos y sentimientos conmigo,
especialmente a aquellos que formaron parte de mi grupo de estudio en toda la carrera.
Agradezco profundamente a las personas que han pasado a formar parte importante de
mi vida y a quienes debo, también, gran parte de lo que he llegado a ser.
iii
TAREA TÉCNICA
Título: “Análisis para la conexión del PSFV de Rodas y otros propuestos a la red de la
barra Yaguaramas”.
Para alcanzar los objetivos del trabajo es imprescindible ejecutar las siguientes tareas
técnicas:
1. Estudio y descripción de los principales aspectos relacionados con la generación
eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos y su conexión a los sistemas actuales.
2. Determinación de las necesidades y potencialidades del trabajo, según el
estudio y estado actual del parque fotovoltaico del municipio de Rodas y otros
futuros de la región y la red eléctrica posible a considerar para su conexión.
3. Análisis técnico de la variante propuesta más conveniente para la conexión
primero del parque de Rodas y la inserción paulatina de los futuros en la red,
mediante el uso adecuado de los software Radial, Excel y otros datos,
normativas y sistemas utilizados por la dirección de desarrollo de la UNE y la
OBE de la provincia de Cienfuegos.
4. Realización de un breve análisis económico preliminar, para en dependencia de
las inversiones necesarias a efectuar en la propuesta de reconfiguración de la
red, corroborar el análisis técnico realizado.
5. Confección del informe de la investigación según normativas vigentes en la
actualidad.
Diplomante
Tutor
iv
RESUMEN
La actual demanda energética provoca un alto grado de emisiones contaminantes a la
atmósfera y agotamiento de los recursos fósiles. La generación de electricidad
partiendo de la energía solar es una opción para contrarrestar tal problemática. El
trabajo analiza la conexión de este tipo de generación al sistema eléctrico. Se
consultan las fuentes bibliográficas actuales referidas al tema, haciendo énfasis en la
generación de sistemas fotovoltaicos conectados a la red, así como el efecto que
provocan en dichas redes eléctricas.
Por la ubicación que tendrán el PSFV de Rodas de la provincia Cienfuegos y otros
propuestos en este territorio, se describe la red asociada a la Barra 33 kV Yaguaramas;
se hace un análisis técnico del comportamiento de las posibles variantes de conexión
de dicho parque, teniendo en cuenta también la entrada en funcionamiento de los
futuros, además se hace la comparación con la situación actual sin los parques, con lo
que se declara la mejor variante a implementar desde el punto de vista de pérdidas de
potencia y energía. Para ello se emplean los software Radial, Excel y normativas e
indicaciones implementadas por INEL y la dirección de la UNE. Se muestra un breve
análisis económico preliminar para tener en cuenta las inversiones necesarias en las
variantes de conexión, ya que aunque en general, la generación solar es ventajosa
actualmente, se analiza el ahorro que representa para la operación del sistema una
variante de conexión respecto a la otra. Se arriba a conclusiones y se emiten
recomendaciones para trabajos futuros.
v
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 1
CAPÍTULO I. Energía solar fotovoltaica. Sistemas fotovoltaicos conectados a la red. ...... 5
1.1 Introducción ........................................................................................................................................ 5
1.2 Energía solar ....................................................................................................................................... 5
1.3 Energía solar fotovoltaica ................................................................................................................... 7
1.3.1 Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica............................................................................... 8
1.4 Sistemas fotovoltaicos ...................................................................................................................... 10
1.5 Descripción de los sistemas fotovoltaicos ........................................................................................ 14
1.5.1 Sistemas fotovoltaicos conectados a la red ................................................................................ 16
1.6 Impacto de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red ............................................................... 17
1.7 Efecto sobre las pérdidas .................................................................................................................. 19
1.8 Perspectivas de desarrollo de la generación fotovoltaica en el territorio cubano ............................. 20
Conclusiones del capítulo ....................................................................................................................... 22
CAPÍTULO II. Descripción de la situación actual del nuevo PSFV de Rodas, otros
propuestos y la red implicada en sus conexiones. ..............................................................23
2.1 Barra Yaguaramas 33kV ................................................................................................................... 23
2.1.1 Alimentador 1400 ...................................................................................................................... 26
2.1.2 Alimentador 1405 ...................................................................................................................... 28
2.1.3 Alimentador 1410 ...................................................................................................................... 29
2.1.4 Alimentador 1415 ...................................................................................................................... 31
2.2 Barra El Pino 13 kV .......................................................................................................................... 33
2.3 Barra Federal 33 kV .......................................................................................................................... 35
2.4 Barra 33 kV Servicio Fuel Yaguaramas ........................................................................................... 36
Conclusiones del capítulo ....................................................................................................................... 38
vi
CAPÍTULO III. Análisis técnico para la conexión a la red del nuevo PSFV de Rodas. .......39
3.1 Requerimientos particulares para la introducción de datos en el programa Radial .......................... 40
3.2 Comportamiento de la red de 33 kV de Yaguaramas en estado actual ............................................. 44
3.3 Análisis y cálculo de las variantes de conexión ................................................................................ 48
3.3.1 Variante 1: PSFV conectado a la red de 13 kV .......................................................................... 49
3.3.2 Variante 2: PSFV conectado a la red de 33 kV .......................................................................... 52
3.4 Análisis económico preliminar del estudio ....................................................................................... 56
Conclusiones del capítulo ....................................................................................................................... 58
CONCLUSIONES GENERALES ..............................................................................................59
RECOMENDACIONES .............................................................................................................60
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................61
ANEXOS...................................................................................................................................63
vii
Introducción
INTRODUCCIÓN
El desarrollo de toda sociedad está ligado directamente a la disponibilidad y consumo
energético, la energía es por tanto un factor esencial para el desarrollo y el crecimiento
económico, de manera que la aparición de una crisis energética da origen
irremediablemente a una crisis económica. Es por esto que la utilización eficaz de la
energía, así como su uso responsable, es esencial para la sostenibilidad.
El alto costo económico, así como ambiental, que conlleva la muy importante tarea de
generar energía eléctrica es también un aspecto que despierta actualmente
preocupación, debido al alto costo del servicio que se presta a la población y al impacto
ambiental que todo el proceso implica; dichos aspectos y muchos más, llevan a
investigadores e ingenieros a diseñar estrategias, así como equipos y dispositivos que
en la medida de lo posible, vengan a minimizar los mencionados efectos, además de
eso es importante explotar recursos, que a pesar de tener ya algún tiempo de
existencia, recién empiezan a retomarse con seriedad (las energías renovables)
buscando así, además de beneficios ambientales y técnicos, también obtener
beneficios económicos tan importantes.
A través de la historia, cada descubrimiento y avance tecnológico ha proporcionado por
un lado, una infinidad de artefactos tecnológicos y de consumo para mejorar o
mantener el confort y disminuir el esfuerzo del ser humano; y por otro, lo ha dotado de
nuevas fuentes de energía que han aliviado y reemplazado poco a poco las fuentes de
energía (combustibles fósiles) que no han podido mantener el crecimiento de consumo,
es por eso que las fuentes de energía renovable, en especial la energía solar
fotovoltaica, ha alcanzado un espacio cada vez más grande en todo el mundo en los
últimos años y en conjunto a ella se compone el despliegue de los sistemas
fotovoltaicos distribuidos. Aunque la mayor parte de la capacidad fotovoltaica instalada
estaba fuera de la red, el porcentaje de instalaciones de energía fotovoltaica
conectadas a la red está aumentando rápidamente.
Hoy, las fuentes de energía renovables pueden elevar su rendimiento hasta el punto de
ser alternativas atractivas, es el caso de la energía eléctrica que es generada por
1
paneles solares, que funcionando como sistemas aislados, presentan una eficiencia
muy baja, proveniente de la necesidad de almacenar y racionar la energía, en cambio,
si este sistema funciona en un conjunto, en el caso de los sistemas conectados a la red
de distribución, además de elevar su eficiencia, se convierten en una alternativa que
puede ser ventajosa, y que además aporta un beneficio a la sociedad.
En Cuba se hace necesario el incremento de la disponibilidad energética debido al
desarrollo continuo de diferentes ramas en la sociedad y la provincia de Cienfuegos ha
sido abanderada en este aspecto, tanto así, que en años anteriores se implementó la
conexión de los parques fotovoltaicos de Cantarrana (primero del país), Cruces,
Cárnico de Palmira y los próximos se efectúan en la localidad El Pino (Rodas) y zonas
aledañas a la región; estos indiscutibles avances incrementan la capacidad de
generación eléctrica en 9,6 GW.h hasta el 2015, aportando energía limpia y sostenible
al Sistema Electroenergético Nacional [23].
En esta tesis se realiza un estudio referido a la integración de la generación fotovoltaica
en una parte de la red de distribución de la provincia de Cienfuegos, para así evaluar
de forma general la variación de pérdidas de energía en esta red y el costo de inversión
en dichas instalaciones; aprovechando enriquecidamente esta fuente renovable, y sin
causar problemas al medio ambiente, lo que es importante y esencial para continuar
explotando esta riqueza natural; lo anteriormente enunciado conduce al siguiente
problema científico:

¿Cómo conectar el parque fotovoltaico de Rodas, para obtener menores
pérdidas de potencia y energía, previendo además, la inserción de otros parques
futuros a la red de la barra Yaguaramas?
El problema científico determina el objeto:

Reconfiguración de la red eléctrica de la barra Yaguaramas en la provincia de
Cienfuegos para la conexión del parque fotovoltaico de Rodas y otros
propuestos en dicha red.
Teniendo como campo de acción de la investigación a:
2

Parte de la red de eléctrica de la barra Yaguaramas de Cienfuegos más
comprometida, según la ubicación de los parques fotovoltaicos.
En correspondencia con el problema y el objeto de estudio se determinó como objetivo
general de la investigación:

Proponer la conexión adecuada del parque fotovoltaico de Rodas, para lograr
una incidencia positiva en la operación de la red en la barra Yaguaramas de la
provincia de Cienfuegos y considerando otros parques futuros.
Para el logro del objetivo general de este trabajo se trazaron los siguientes objetivos
específicos:
1. Estudiar los principales fundamentos teóricos que sustentan la generación
fotovoltaica y su conveniente inserción en los sistemas eléctricos en la
actualidad.
2. Diagnosticar el estado actual de la red de la provincia de Cienfuegos implicada
en la ubicación de los parques fotovoltaicos.
3. Evaluar las variantes de reconfiguración de la red de Cienfuegos para la
conexión del PSFV El Pino, con la influencia además de los parques futuros.
4. Valorar las propuestas realizadas a corto y mediano plazo, teniendo en cuenta
afectaciones e inversiones futuras.
En el desarrollo de la investigación se le da respuesta a estas preguntas científicas:
1. ¿Cuáles son los principales fundamentos teóricos que sustentan la generación
fotovoltaica y su conveniente inserción en los sistemas eléctricos en la
actualidad?
2. ¿ Cómo se encuentra el estado actual de la red de la provincia de Cienfuegos
implicada en la ubicación de los parques fotovoltaicos?
3. ¿Qué reconfiguración es necesaria en la red de la barra Yaguaramas para lograr
una eficaz conexión del PSFV El Pino teniendo en cuenta otros parques
fotovoltaicos previstos?
3
4. ¿Cómo contribuye la propuesta a una mejor operación de la red en la actualidad
y el futuro ?
Para el desarrollo de este trabajo se elaboran tres capítulos, además de la introducción,
conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos correspondientes.
El Capítulo I recoge los aspectos teóricos fundamentales que sustentan la generación
de energía eléctrica por conversión de la energía solar, mediante celdas o arreglos
fotovoltaicos, como una fuente renovable de energía para un desarrollo sostenible en la
actualidad, así como su posible conexión de manera más eficiente al sistema eléctrico
de potencia.
El Capítulo II contiene una descripción detallada y diagnóstico del estado actual de la
red eléctrica asociada al parque fotovoltaico El Pino en el municipio de Rodas y otros
propuestos en la barra de Yaguaramas, como la red posible a reconfigurar para sus
conexiones más convenientes.
En el Capítulo III se realiza el análisis de las variantes propuestas para la conexión del
PSFV El Pino teniendo en cuenta la entrada paulatina de otros futuros, cuya
metodología se implementa mediante el uso adecuado del software Radial, Excel y
otros datos, normas y sistemas utilizados por la dirección de desarrollo de la UNE, la
OBE de la provincia de Cienfuegos y/o obtenidos en la investigación. Se plasman los
cálculos y resultados en forma de tablas y gráficos, que posibilitan el análisis de los
aspectos técnicos fundamentales a tener en cuenta en las variantes, finalmente se
realiza un breve análisis económico preliminar de las variantes, en dependencia de las
inversiones necesarias a realizar en la propuesta de reconfiguración y los beneficios
obtenidos al respecto.
Por último se muestran las conclusiones, las recomendaciones emitidas y anexos útiles
para ampliar aspectos tratados a lo largo del trabajo.
4
Capítulo I
CAPÍTULO I. Energía solar fotovoltaica. Sistemas fotovoltaicos
conectados a la red.
1.1 Introducción
En la actualidad existe una tendencia a gran escala de la integración de energías
renovables en la red de distribución eléctrica, típicamente conectadas como
generación distribuida. Una de las tecnologías más comunes es la fotovoltaica,
ventajosa por la conciencia ambiental, la progresión tecnológica y la fiabilidad,
siendo una alternativa para el desarrollo de sistemas de generación de energía
eléctrica renovable y limpia [1].
Los sistemas fotovoltaicos se han convertido en un tema nuevo en el sector
eléctrico, en especial en la conexión a las redes de distribución por el incremento
exponencial de la demanda y los requerimientos en cuanto a la calidad del
suministro de energía eléctrica. Esto ha generado que cada vez más existan
necesidades en la evolución de la generación de la energía eléctrica, lo que ha
llevado a la conexión de redes inteligentes por medio de la generación distribuida.
Un sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica de distribución, es una forma
de incrementar la disponibilidad de electricidad, influyendo en el desarrollo y
mejora de la calidad de vida de las personas, porque genera una energía limpia
que no produce gases de efecto invernadero [2,3].
1.2 Energía solar
La energía solar, es una de las fuentes renovables por excelencia, es la energía
proveniente de la estrella del sistema solar. El Sol, es clasificado por la ciencia
como una estrella “enana amarilla” de acuerdo con sus dimensiones, temperatura
y tiempo de existencia; está compuesta por grandes cantidades de hidrógeno y
helio en estado plasmático y su superficie tiene una temperatura de 6000 Kelvin.
En ella se producen reacciones termonucleares con grandes desprendimientos de
energía que se propaga a través de radiaciones hacia el Universo, llegando a la
tierra una cantidad apreciable. El Sol nos da cada día la energía equivalente a 0,5
5
litros de petróleo en cada metro cuadrado de la isla, si se calcula la cantidad para
110 000 kilómetros cuadrados que tiene Cuba, se llega a la conclusión que el país
recibe diariamente en energía solar el equivalente a 55 millones de toneladas de
petróleo. Parece increíble, pero se está diciendo “en cada día” [4].
Es una fuente de energía con grandes posibilidades de aprovechamiento para su
conversión en energía eléctrica, pues esta fuente es unas 10 000 veces mayor al
consumo energético mundial. La gran variedad de formas de almacenamiento y
características particulares de cada una de ellas permiten su utilización con gran
versatilidad, desde la pequeña escala de una granja hasta la interconexión con
redes nacionales de energía eléctrica [5,6].
La energía solar se aprovecha en procesos naturales como: calentamiento e
iluminación de la tierra, crecimiento de las plantas, evaporación de las aguas, etc.
Se ha aprendido a usarla en sustitución de los combustibles fósiles para las más
diversas funciones como: calentamiento de agua, cocción de alimentos, obtención
de corriente eléctrica, todas estas funciones sin contaminar el medio ambiente, ni
destruir la naturaleza. Para la obtención de energía eléctrica se emplean
instalaciones denominadas “fotovoltaicas” (FV), cuyo funcionamiento se basa en el
fenómeno fotoeléctrico interno en materiales semiconductores que conforman
dichas instalaciones [4].
Existen dos formas de captación de energía mediante la radiación solar, de las
cuales el hombre se beneficia, estas son: térmica y fotovoltaica (ver figura 1.1). En
virtud del alcance de este tema se analizará solamente la energía solar
fotovoltaica.
6
Figura 1.1: Formas de captación de energía solar.
1.3 Energía solar fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica consiste en la conversión directa de la luz solar en
electricidad, mediante un dispositivo electrónico denominado “célula solar o panel
solar”. La conversión de la energía de la luz solar en energía eléctrica es un
fenómeno físico conocido como “efecto fotovoltaico”, que se debe a la interacción
de la radiación luminosa con los electrones en los materiales semiconductores.
Presenta características peculiares entre las que se destacan:

Elevada calidad energética.

Pequeño o nulo impacto ecológico.

Inagotable a escala humana.
La energía solar fotovoltaica permite un gran número de aplicaciones, ya que
puede suministrar energía en emplazamientos aislados de la red (viviendas
aisladas, escuelas, faros, bombeos, repetidores de telecomunicaciones, etc.) o
mediante instalaciones conectadas a la red eléctrica, pero su principal aplicación
es la generación eléctrica conectada a la red de distribución [3], con el fin de
reducir el consumo de energías contaminantes.
7
La energía solar fotovoltaica como fuente de energía global será indispensable en
la configuración futura de la energía debido a [7]:

Su enorme potencial, la energía solar es prácticamente infinita.

Sus aplicaciones son escalables, desde sistemas pequeños hasta plantas
solares de producción eléctrica.

Su producción descentralizada disponible en el lugar de generación, sin
cargos extras por su distribución o pérdidas asociadas a su transmisión.

La factibilidad de suministrar energía en áreas remotas a la red eléctrica.

El gran potencial para la reducción de costos conforme los mercados y
procesos de manufactura son desarrollados.

El beneficio para economías locales, mitigando flujos financieros.

Ningún daño ambiental, reducción de gases de efecto invernadero, libre de
ruido y emisiones.

Períodos de recuperación energética cortos, alrededor de 3 años.

Tecnología probada, confiable y durable.

Bajos costos de mantenimiento.
Conociendo las consecuencias favorables que trae consigo el aumento de la
energía solar fotovoltaica a nivel mundial, es crucial también reconocer la variedad
de aplicaciones que ofrece este tipo de energía y que van incrementando con
frecuencia en la sociedad.
1.3.1 Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica
Como se mencionaba anteriormente, existen diversas formas de aplicar la energía
solar fotovoltaica. La clasificación de las instalaciones solares fotovoltaicas se
puede realizar en función de la aplicación a la que están destinadas. Así, se
distingue entre aplicaciones terrestres (ver figura 1.2) autónomas y conectadas a
la red.
Las aplicaciones autónomas o aisladas producen electricidad sin ningún tipo de
conexión con la red eléctrica, a fin de entregar este tipo de energía al lugar donde
se encuentran ubicados. Entre ellas se destacan:
8

Telecomunicaciones: telefonía rural, vía radio; repetidores (de telefonía,
televisión, etc.).

Electrificación de zonas rurales y aisladas: estas instalaciones, que se
puedan realizar en cualquier lugar, están pensadas para países y regiones
en desarrollo y todas aquellas zonas en que no existe acceso a la red
eléctrica comercial: viviendas aisladas, de ocupación permanente o
periódica, refugios de montaña, etc. En ciertos países como Cuba y Brasil,
se emplean en locales comunitarios (consultorios médicos, escuelas) o para
abastecer electricidad a un determinado grupo de personas (pueblo, aldea,
etc.).

Señalización: se aplica a señales de tráfico luminosas, formadas por diodos
LED, alimentados por un panel solar y una batería.

Alumbrado público: se utiliza en zonas en las que resulta complicado llevar
una línea eléctrica convencional.

Bombeo de agua: estas instalaciones están pensadas para lugares tales
como granjas, ranchos, etc. Se pueden realizar en cualquier lugar. Su uso
puede ser tanto para agua potable como para riego.
En las aplicaciones conectadas a la red el productor no utiliza la energía
directamente, sino que es vendida al organismo encargado de la gestión de la
energía del país. Ejemplos de estas instalaciones se presentan a continuación:

Centrales fotovoltaicas y huertos solares: recintos en los que se concentran
un número determinado de instalaciones fotovoltaicas de diferentes
propietarios, con el fin de vender la electricidad producida a la compañía
eléctrica con la cual se haya establecido el contrato.

Edificios fotovoltaicos: es una de las últimas aplicaciones desarrolladas para
el uso de la energía fotovoltaica. La rápida evolución en los productos de
este tipo ha permitido el uso de los módulos como material constructivo en
cerramientos, cubiertas y fachadas de gran valor visual. La integración
arquitectónica consiste en combinar la doble función, como elemento
constructivo y como productor de electricidad, de los módulos fotovoltaicos.
9
Figura 1.2: Aplicaciones de la energía solar fotovoltaica.
1.4 Sistemas fotovoltaicos
Se denomina sistema fotovoltaico al conjunto de componentes mecánicos,
eléctricos y electrónicos que concurren para captar la energía solar disponible y
transformarla en utilizable como energía eléctrica.
La cantidad de energía eléctrica producida por un sistema fotovoltaico depende
básicamente de la eficiencia de los módulos y de la radiación solar incidente.
La radiación solar incidente en la tierra tiene un valor variable en función de la
distancia entre la Tierra y el Sol, o de la latitud de la localidad donde están
instalados los módulos fotovoltaicos. También es importante la inclinación de los
módulos: una correcta inclinación influye mucho en la cantidad de energía solar
captada y por tanto en la cantidad de energía eléctrica producida. La presencia de
la atmósfera, finalmente, implica una serie de fenómenos sobre la radiación
incidente (ver figura 1.3), entre los cuales está el efecto de filtro que reduce
considerablemente la intensidad de la radiación en el suelo y la fragmentación de
la luz [8].
10
Figura 1.3: Influencia de la atmósfera sobre la radiación solar.
La intensidad de la radiación hace que la intensidad de la corriente aumente
mientras que la tensión permanece constante, lo cual es importante ya que la
radiación cambia a lo largo del día, en función de la posición del Sol, por lo que es
imprescindible una adecuada inclinación, orientación y montaje de los paneles
como se mencionaba anteriormente. La figura 1.4 muestra la variación de la
radiación solar que llega a la superficie de la tierra (o irradiancia) a lo largo del
tiempo para un día típico [3].
Figura 1. 4: Irradiancia a lo largo del día.
La transformación de la radiación solar en energía eléctrica se realiza mediante un
dispositivo denominado célula fotovoltaica. Estas células en conjunto forman los
llamados módulos fotovoltaicos, los cuales para su funcionamiento necesitan de
11
una orientación e inclinación óptima, además de específicas condiciones
climáticas en particular, pues sobre el módulo debe incidir la mayor irradiancia
posible, y que su temperatura, en cada instante, tiene que ser mínima [9].
Los módulos fotovoltaicos generan más energía a bajas temperaturas. Esto debido
a que los módulos realmente son aparatos electrónicos que funcionan con luz, no
con calor. Como la mayoría de los aparatos electrónicos, los módulos funcionan
más eficientemente en temperaturas frías. En la práctica basta recordar que la
potencia del panel disminuye aproximadamente un 0,5 % por cada grado de
aumento de la temperatura de la célula por encima de los 25 °C. En climas
templados, los módulos generan menos energía en invierno que en verano, pero
esto se debe a que los días de invierno son más cortos que los de verano;
además, es mayor la posibilidad de días nublados en invierno [10].
Los módulos solares siguen generando electricidad en días nublados, sin embargo
su salida disminuye. En promedio la salida varía linealmente alrededor del 10%
por debajo de la intensidad normal del Sol. La sombra generada por una nube
corresponde tan sólo a 5 o 10% de la intensidad total del Sol, por lo tanto la
corriente del módulo se verá disminuida proporcionalmente [10].
¿Qué orientación y ángulo de inclinación deben tener los paneles solares
para una captación considerable de energía solar?
El ángulo de inclinación óptimo de las superficies captadoras de un sistema solar
está determinado por muchos factores, entre ellos la radiación incidente en el
lugar donde va situada la instalación, y el sistema solar, donde influye la sombra
de objetos que no pueden ser eliminados, como edificios, montañas, etc. Además,
las características de la instalación, o sea, si es única o híbrida, autónoma o
acoplada a la red y el objetivo de la instalación, lo que define el régimen de uso y
de consumo. En todo caso, la optimización de un sistema solar está dada por el
factor económico de la instalación en su conjunto y no por la eficiencia óptima de
una de las partes.
El efecto de la orientación y el ángulo de inclinación de un panel fotovoltaico, han
sido estudiados en diversos trabajos, varios métodos se han propuesto en la
12
literatura para encontrar el ángulo óptimo. Entre los métodos propuestos se
obtiene una expresión para determinar el ángulo óptimo para un colector teniendo
en cuenta la radiación directa y difusa separadamente. También se considera la
variación de la trasmisividad de una cubierta de vidrio con el ángulo de incidencia.
Por esta razón, tradicionalmente en Cuba se ha recomendado para los sistemas
fotovoltaicos de los consultorios y escuelas, la inclinación de 30º mirando hacia el
Sur, pero esta recomendación es sólo orientadora y no puede ser esquemática,
pues deben tenerse en cuenta muchos otros factores. Es usual adoptar una
inclinación fija de 20º o la equivalente al lugar, con lo cual se optimizará la
utilización de la energía solar a lo largo del año, para una única inclinación del
captador. La inclinación de un captador con el ángulo óptimo significa un aumento
de 4 % de la radiación solar incidente durante todo el año, con relación a la
recibida en un plano horizontal, y solamente de 0,8 % con relación a la recibida
por
un
plano
con
10º
de
inclinación,
o
sea,
insignificante.
Para
el
dimensionamiento de los captadores de los sistemas fotovoltaicos se plantea que
lo ideal es inclinarlos sobre la horizontal, la latitud del lugar más 10º. De esta
forma obtendremos el máximo rendimiento en invierno.
El ángulo que se seleccione dependerá de la forma en que se utilice la instalación;
esto es, la estipulación de que funcione principalmente en invierno, verano o
durante todo el año determinará, en cada caso, una inclinación diferente para el
captador. Si se tiene en cuenta solamente el período de Diciembre a Febrero, una
inclinación de 30º al Sur aumenta la radiación incidente en un 25 % con relación a
la recibida en el plano horizontal. Sin embargo, si se tiene en cuenta todo el año,
el aumento de radiación es de solo 2 % e inferior en 1 % a la recibida en un plano
con inclinación de 10º [11].
En Cuba, en cada metro cuadrado de superficie horizontal cae cada día una
energía solar de 5 kW.h como valor promedio anual, pero puede variar de un lugar
a otro y de un mes a otro, por lo tanto, este dato es solamente orientador y no
debe ser utilizado para el cálculo de instalaciones que pueden ser costosas. Este
valor puede cambiar mucho en dependencia de las sombras que puedan existir en
13
el lugar, provocadas por montañas, edificios, árboles. El panel solar se debe
colocar inclinado 30º hacia el Sur solamente en aquellos casos donde el diseño
determine que esa es la posición óptima. Puede ser, por ejemplo, que en un
círculo infantil la mejor orientación sea hacia el sudeste o que en una instalación
industrial el ángulo de inclinación óptimo sea de 20º. El dato de 30º al Sur es
solamente orientador [12].
Según estudios de pre factibilidad del Programa de Instalación de PSFV
elaborados por la Unidad Empresarial de Base (UEB) de Ingeniería Ambiental de
INEL, los módulos fotovoltaicos se anclan a una estructura metálica formando un
plano de 15º con la horizontal y con orientación al Sur. Se ha diseñado una
estructura que eleve la parte baja de los módulos fotovoltaicos a 0,6 m sobre el
nivel del suelo, para reducir las pérdidas de producción derivadas de los
sombreados que pudieran ocasionar malezas propias del terreno y tierras.
La colocación más favorable de las superficies captadoras de la radiación solar
será aquella que, en función de la aplicación a que se destine el sistema, capta la
mayor cantidad de energía posible.
1.5 Descripción de los sistemas fotovoltaicos
Los sistemas fotovoltaicos se pueden describir independientemente de su
utilización y del tamaño de potencia, como se mostró anteriormente, en dos
categorías: los denominados sistemas aislados y los sistemas conectados a la red.
Las principales diferencias de forma general entre estos, es que, un sistema
conectado a red carece de un sistema de acumulación, formado por las baterías y
el regulador de carga, necesario por otra parte en los sistemas solares aislados,
ésta es una de las contradicciones entre los dos sistemas de generación
fotovoltaica. Además, el inversor deberá seguir continuamente la frecuencia de la
red a la tensión de ésta, constituyéndose el conjunto generador fotovoltaicoinversor como fuente de intensidad, al contrario que el conjunto batería-inversor de
un sistema fotovoltaico autónomo que se comporta como fuente de tensión [13].
14
De forma general, el principio básico de funcionamiento de estos sistemas se
describe por la incidencia de la energía solar sobre el generador fotovoltaico
(constituido por los módulos fotovoltaicos y estos a su vez, por las células solares).
Los módulos fotovoltaicos generan electricidad en corriente directa ó continua.
En el caso de sistemas aislados: la corriente directa carga un banco de baterías
que, a través del inversor de potencia alimenta la carga del sistema. El conjunto
dispone de elementos de protección tanto a la entrada como a la salida.
En el caso de sistemas conectados a red: la corriente directa generada por los
módulos alimenta directamente al inversor de potencia. En este caso la tensión y
la frecuencia son establecidas por la red eléctrica y el control del inversor se
encarga de regular la potencia inyectada al sistema [5].
Para llevar a cabo todo este proceso de obtención de energía eléctrica es preciso
conocer los principales componentes de los cuales constan los sistemas
fotovoltaicos. Entre ellos, primeramente se destaca la energía solar, pues sin este
potencial no será posible dicho proceso. Los restantes se enuncian a continuación
[5]:

Células y módulos fotovoltaicos, orientados de tal manera que reciban la
mayor cantidad de radiación solar a lo largo del año.

Sistemas de almacenamiento de energía (baterías), solo en los casos de
sistemas aislados.

Inversor para transformar la corriente directa a corriente alterna.

Protecciones eléctricas.

La red eléctrica, solo en los casos de sistemas conectados a red.
Como se ha venido explicando, existen dos ejemplos de obtención de energía
solar fotovoltaica, pero solo se investigarán los sistemas conectados a la red para
dar cumplimiento a los objetivos diseñados en el presente trabajo, donde se
ofrecerá la información necesaria para su estudio en las redes de distribución.
15
1.5.1 Sistemas fotovoltaicos conectados a la red
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica (SFCR) están compuestos
por un generador fotovoltaico que se encuentra conectado a la red eléctrica
convencional a través de un inversor, produciéndose un intercambio energético
entre ésta y el sistema fotovoltaico, característico de este tipo de instalaciones.
Así, el sistema inyecta energía en la red cuando su producción supera al consumo
local, y extrae energía de ella en caso contrario [3].
Para facilitar el análisis del estudio, primero se debe acentuar que en este tipo de
instalación no existen los sistemas de acumulación, ya que la energía producida
durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica. Estas
instalaciones cuentan con sistemas de seguimiento del estado de la tensión de la
red de distribución, de manera que se garantice el correcto funcionamiento de las
mismas en lo referente a la forma de entregar la energía, tanto en modo como en
tiempo, evitando situaciones peligrosas. Por otra parte, se eliminan las baterías
que son la parte más cara y compleja de una instalación [2] (ciclos de carga, vida
útil, mantenimiento, etc.). Un esquema de este tipo de instalación está
representado en la figura 1.5.
Figura 1.5: Esquema de un sistema fotovoltaico conectado a la red.
16
Estos presentan un punto de acoplamiento común (PAC), en donde se sincronizan
con la red para operar en paralelo y/o en conjunto con ella. La carga nunca se
queda sin energía, aun cuando el sistema fotovoltaico conectado deja de generar,
a menos de que ocurra una falla en la red. Dentro de las redes de distribución de
energía eléctrica, una de las alternativas más factible es generar la energía lo más
cerca posible al lugar de consumo, al mismo tiempo que se aprovechan las
ventajas de la tecnología moderna y el respaldo eléctrico de la red del sistema
eléctrico. La implementación de la generación fotovoltaica en esta alternativa
además de reducir las pérdidas en la transmisión de energía, evita la
contaminación por generación de energía eléctrica [14].
1.6 Impacto de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red
La viable integración de la generación fotovoltaica en las redes eléctricas de
distribución crea nuevos escenarios, las redes de distribución dejan de
comportarse como redes pasivas, alterándose la estructura tradicional jerárquica
donde la energía fluía desde los centros de producción convencionales y
concentrados hasta los consumidores finales. Esta energía fluía radialmente de
acuerdo a la configuración de las redes y de manera unidireccional en las redes de
distribución, es decir, que siempre van desde la subestación hacia los usuarios
finales, desde tensiones superiores a otras inferiores, sin embargo con esta
integración la energía fluye de manera bidireccional, en otras palabras, será en
direcciones indeterminadas dependiendo de la ubicación y el tamaño de la
generación fotovoltaica [15].
Al conectar dicha fuente de energía renovable a los sistemas eléctricos de
potencia, las condiciones de funcionamiento de las redes se alteran, por lo que es
preciso estudiar el impacto potencial y negativo que esta generación tiene sobre
las redes de distribución, a pesar de que la producción fotovoltaica es muy
variable. Los principales aspectos de forma general, en los que impactan los
sistemas fotovoltaicos conectados a la red son el flujo de potencia, el nivel y perfil
de tensión, las pérdidas y la carga de las líneas.
17
Este ejemplar de generación está diseñado para inyectar toda la potencia real
producida por los módulos fotovoltaicos a la red; que precisamente controla la
potencia independientemente del nivel de tensión, por lo que están mejor
representados como cargas negativas de potencia constante. El tamaño de la
carga fotovoltaica negativa, basado en el nivel de penetración, se define
proporcional a la carga real conectada a la misma barra. Otro aspecto muy
importante a considerar es que también están diseñados para operar a factor de
potencia unitario, es decir, proporcionar sólo energía activa, porque esta condición
produce la potencia y energía más real [16].
Un análisis general sobre los principales aspectos mencionados anteriormente, los
cuales causan efectos potenciales en los sistemas eléctricos de potencia con la
integración de la energía fotovoltaica, se presentan a continuación.
Primeramente, los nuevos flujos de potencia a través de las líneas que lo
conforman aparecen debido a la inserción de generación distribuida en el sistema
de distribución, tal que en determinada situación estos flujos pueden sobrecargar
las líneas de distribución. Cuando estamos en presencia de alta penetración de
generación distribuida, no es posible tratar a la red como un circuito radial donde
los flujos de potencia tienen un solo sentido, al contrario, aparecerán diferentes
sentidos debido a la contribución de generadores distribuidos. La magnitud y
sentido de los nuevos flujos de potencia pueden causar la pérdida de líneas
primarias de distribución y de diferentes elementos de la red [17].
Centrándose en la creciente penetración de la energía fotovoltaica residencial y
comercial, la generación fotovoltaica no sólo podría compensar la carga, sino que
también podría causar flujo de potencia inversa a través del sistema de
distribución. Este significativo flujo de potencia inversa puede causar problemas
operativos para el sistema de distribución tradicional, incluso [16]:

El exceso de tensión en el alimentador de distribución (pérdida de la
regulación de voltaje).

El aumento de las corrientes de cortocircuito, lo que podría llegar a niveles
dañinos.
18

Protección e incumplimiento potencial de la coordinación de la protección.

El uso incorrecto de los equipos de control que puede conducir a un
aumento del número de operaciones y el desgaste de los equipos
relacionados, o para promover el agravamiento de problemas que afectan a
más equipos y más clientes.
El nivel y perfil de tensión tienen la probabilidad de ocasionar diferentes
impactos con la integración de plantas fotovoltaicas en la red de distribución,
donde estos no son el último factor en la determinación del nivel de penetración
máxima porque deben ser analizados en conjunto con la carga de las líneas y las
pérdidas para la determinación de la capacidad de alojamiento de las redes. La
generación podría causar un aumento en el nivel y perfil de tensión, pero depende
de la configuración de la red y la forma en que se encuentre la fuente de
alimentación principal [18].
Como en todo tipo de generación de energía eléctrica, ya sea mediante el uso de
las fuentes renovables o por la utilización de combustibles fósiles, es necesario
analizar las pérdidas en las redes eléctricas a las cuales son conectadas, un
estudio acerca de tal problemática se presenta seguidamente.
1.7 Efecto sobre las pérdidas
En generación distribuida, hay un impacto relevante sobre las pérdidas. Ante baja
penetración, las pérdidas frecuentemente se ven reducidas porque la distancia al
alimentador es menor, y parte de la energía necesaria proviene de nodos de
generación cercanos al consumo. Si hay un nivel de alta penetración, el flujo de
potencia puede invertirse (exportando energía a la red). En los casos de muy alta
penetración, las pérdidas podrían ser incluso mayores que en un caso sin
generación [1].
La integración fotovoltaica a la red muestra potencial para alterar las pérdidas y la
carga de las líneas, pues los alimentadores y las líneas de transmisión tienen un
límite a la que se pueden cargar. Adicionalmente, las pérdidas pueden reducir o
aumentar los costes de funcionamiento de una red de distribución. Según estudios
19
realizados, las pérdidas en la red disminuyen con una menor penetración de la
energía fotovoltaica y revelan el aumento de pérdidas en la red con mayor
penetración, a excepción de otro estudio, el aumento de pérdidas y por
consiguiente el aumento de los niveles de penetración se correlacionó con el
probable flujo de potencia inversa en una red radial, lo cual se debe a que el flujo
de potencia inversa aumenta la carga de las líneas de alimentación y en
consecuencia las pérdidas, y podría interferir en las operaciones de protección en
la red. Con la energía fotovoltaica distribuida, la carga de la línea se reduce con el
aumento de la penetración de la energía fotovoltaica hasta que se produce el flujo
de potencia inversa. El flujo de potencia inversa aumenta la carga de las líneas
con el aumento adicional de los niveles de penetración [18].
Los impactos anteriormente expuestos no pueden ser generalizados para todos
los tipos de redes eléctricas que existen a nivel mundial, pero se puede afirmar
que la integración fotovoltaica en los sistemas eléctricos de potencia tiene poder
para causar cambios en el nivel y perfil de tensión de alimentación, la carga de las
líneas, las pérdidas del sistema, la dirección del flujo de potencia, ya que existe
una posibilidad muy alta de flujo de potencia inversa. Los cambios en las
operaciones de control de voltaje y dispositivos de regulación pueden ocasionar
varios problemas que a la vez influyen sobre los costos de mantenimiento,
fiabilidad y vida útil de los dispositivos [18].
1.8 Perspectivas de desarrollo de la generación fotovoltaica en el
territorio cubano
Cuba presenta características adecuadas para explotar al máximo las fuentes de
energías renovables y de ese modo disminuir el uso del petróleo, con su
consabido efecto dañino sobre el medio ambiente. Su ubicación en la llamada
Franja Solar que hace factible el uso de esa energía, hacen posible el avance de
Cuba hacia un cambio de su matriz energética [19]. La radiación solar en Cuba
permite un aprovechamiento de ese tipo de energía, superior incluso a naciones
europeas con mayor capacidad de instalación; hoy ya existen varios ejemplos de
parques fotovoltaicos en el país y se estudian sus perspectivas de desarrollo [20].
20
Las experiencias en el uso de la energía solar fotovoltaica en Cuba y sus
proyecciones futuras, son un método que permite aprovechar la incidencia de los
rayos solares sobre el territorio nacional para generar una energía limpia que no
afecta el medio ambiente.
En el año 2015 Cuba se propuso construir nuevos parques fotovoltaicos
demostrativos en varias provincias, lo cual se elevó a 45 MegaWatt (MW) la
capacidad instalada en el país. Los expertos del Ministerio de Energía y Minas del
país prevén para los próximos 15 años la construcción de pequeños parques
fotovoltaicos, que podrán alcanzar en su conjunto unos 700 MW, de los cuales ya
hay instalados 20 MW, con una inversión de 1 050 millones de dólares que debe
recuperarse en los próximos 11 a 13 años [21, 22].
En Cienfuegos se incrementa la capacidad de generación fotovoltaica en el año
2015, pues la provincia posee una capacidad de generación eléctrica de 9,6
GigaWatt hora (GW.h) que aportan energía limpia y sostenible al Sistema
Electroenergético Nacional (SEN). En dicha provincia entró en funcionamiento el
primer parque solar construido en Cuba, a finales del 2012 en Cantarrana y otro
emplazamiento, ubicado en el municipio de Cruces, ya ha aportado energía al
SEN, y con su explotación se llega a los 5,6 MW de potencia en el horario de
mayor radiación, lo que ubica al territorio cienfueguero como el de mayor energía
de ese tipo conectada en el país inicialmente al concebirse su uso en la red.
Con el aporte realizado por los dos parques, se evitó la quema de alrededor de
2650 toneladas de combustible fósil y la emisión a la atmósfera de más de 6900
toneladas de dióxido de carbono. El enclave de Cantarrana fue el más grande
construido en el país, con una capacidad de 2,6 MW, superado hace poco por
instalaciones de 3,0 MW, tales como la emplazada en Cruces y otros puntos de la
geografía cubana. Con respecto a otras fuentes renovables, esta tecnología
permite la disminución de los precios de los componentes y la posibilidad de
generar en la medida que se montan los paneles, sin necesidad de concluir la
inversión, ejemplo de ello fue el primer parque construido en Cienfuegos, cuando
21
se instalaron los primeros 100 paneles comenzaron a generar y así sucesivamente
continuó el montaje y conexión a la red hasta completar las 14 100 unidades [23].
Conclusiones del capítulo
 La energía solar es una fuente renovable que ha ido sustituyendo a los
combustibles fósiles, porque la continua explotación de estos combustibles
lo han convertido en un recurso cada vez más escaso.
 La energía solar fotovoltaica presenta múltiples aplicaciones que favorecen
al desarrollo de la sociedad en diversas esferas.
 Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red no cuentan con sistemas de
acumulación, por lo que la energía producida se vierte a la red según se
produce.
 La integración de plantas fotovoltaicas en los sistemas eléctricos de
potencia causa efectos en el flujo de potencia y en las pérdidas.
 En Cuba el incremento de la generación fotovoltaica ha servido de apoyo
para cubrir la demanda de electricidad y suministrar la energía eléctrica
hacia los consumidores, la provincia de Cienfuegos ha sido abanderada en
tal sentido.
22
Capítulo II
CAPÍTULO II. Descripción de la situación actual del nuevo PSFV
de Rodas, otros propuestos y la red implicada en sus conexiones.
El parque solar fotovoltaico (PSFV) propuesto a estudiar “El Pino”, será ubicado
muy próximamente en el municipio de Rodas, en la provincia de Cienfuegos y
tendrá una capacidad de 2,6 MWp de potencia aproximadamente. La construcción
de los restantes parques propuestos para su conexión en próximos años se
efectuará en el municipio de Aguada de Pasajeros y en las zonas cercanas a la
región de Yaguaramas. El PSFV de Aguada estará situado en la zona de Federal,
teniendo una capacidad de 5 MWp, mientras que los PSFV en las zonas de
Yaguaramas se componen de cuatro parques en total con una capacidad de 2
MWp cada uno. Para realizar una descripción más detallada es preciso conocer,
que la parte de la red que se verá más comprometida para la conexión de dichos
parques, tiene como punto de partida, la subestación (SE) de 110 kV de
Yaguaramas, cuya barra de salida a 34,5 kV (conocida como Barra de 33 kV) se le
hace referencia a continuación.
2.1 Barra Yaguaramas 33kV
La barra de Yaguaramas de 34,5 kV conocida como Yaguaramas 33 kV (figura
2.1) está presente en la red de subtransmisión de la provincia, alimentando a los
municipios de Rodas, Aguada, Abreus y a localidades como Horquita y
Yaguaramas, dicha barra tiene gran importancia por los compromisos que
presenta de abastecer las cargas residenciales, agrícolas e industriales en estas
regiones, donde las más comunes que podemos encontrar son los centrales
azucareros (CAI) 5 de Septiembre y Antonio Sánchez, las diferentes zonas de
producción y servicio a la agricultura, así como las cooperativas, organopónicos y
varios tipos de cultivo que incluyen regadío, bombeos y servicios de acueducto.
Además, cuenta con cargas residenciales en cada una de las localidades
mencionadas anteriormente, que se alimentan por las respectivas subestaciones
más cercanas, que existen en este territorio.
23
La subestación de Yaguaramas tiene una capacidad nominal de 25 MVA en un
solo transformador conectado, que tiene limitada su capacidad a 22 MVA por las
restricciones de fabricación. Tal situación, en próximos años provocará el paso a
la conexión de otro transformador por el incremento continuo de nuevas cargas.
Los niveles de cortocircuito de la barra se encuentran en el orden de los 179 MVA
trifásicos y los 229 MVA monofásicos para condiciones de máxima. La barra
cuenta con los alimentadores 1400, 1405, 1410 y 1415, quienes están nombrados
por su propio interruptor a la salida de la subestación. Cada una de estas líneas de
alimentación se describirá posteriormente con sus correspondientes circuitos de
salida a 34,5 kV, así como sus principales cargas y datos más detallados en
cuanto a los transformadores que en ellas se manifiestan.
La barra Yaguaramas 33 kV presenta también, tres baterías Fuel, cada una con
una capacidad nominal de 8,5 MVA y un voltaje de salida a 4,16 kV, además los
datos generales de estos transformadores se reflejan en el Anexo 1.
24
Figura 2.1: Esquema monolineal de la barra 33 kV Yaguaramas.
25
2.1.1 Alimentador 1400
El circuito del alimentador 1400 (figura 2.2) se extiende hasta la localidad de “El
Pino”, con una longitud de 50,215 km, dividido en 22,719 km para el tronco y
27,496 km para ramales y subramales. En su recorrido alimenta 15 subestaciones
que conforman tres cargas en Abreus y las restantes pertenecen a Rodas. Para
más información, los datos generales de los transformadores de esta línea, se
encuentran en el Anexo 2.
El circuito está conformado de la siguiente forma, presenta un conductor AAAC
158 mm² en el primer tramo contando desde la subestación de Servicio Fuel de
Yaguaramas hasta el circuito de 4 kV con una extensión de 235 m, a partir de ahí
presenta el conductor ACSR150 mm² por todo el tronco y aparece el primer ramal
con el conductor AAAC 78 mm² y una longitud de 249 m, luego se incorpora con el
tronco hasta el ramal de Abreus interceptado por el interruptor de aire 6557. Este
ramal alimenta una pequeña carga del municipio de Abreus y se extiende
aproximadamente 7,104 km, empezando el primer tramo con el interruptor 6815 y
un conductor de cobre Cu # 3/0 hasta el servicio de bombeo al Banco de semilla
donde su conductor es cobre Cu # 1/0. Unido al ramal está el límite de la línea
1880 de Abreus identificado por un interruptor normalmente abierto.
Siguiendo el tronco aparece la alimentación de Rodas con la carga de Pérez
Leyva y su respectivo conductor ACSR 70 mm², presenta el calibre AAAC 78 mm²
el Servicio de Enrollado “14 de julio” a 713 m del tronco, la Fábrica de Pienso tiene
como conductor el de cobre Cu # 1/0 y a 257 m la carga de Palanquete consta del
conductor AAAC 78 mm². El ramal del CAI“5 de Septiembre” tiene una extensión
de alrededor de 17,876 km y es alimentado con el mismo conductor del tronco
antes mencionado, hasta el Bombeo La Vega que presenta un conductor de cobre
Cu # 1/0, mientras que el poblado de Turquino cuenta con el conductor de cobre
Cu # 3/0 al igual que la rama que se dirige hacia Rodas desde el tronco, la cual
tiene el interruptor de aire 655 y una extensión de 143 m. El Bombeo Reinaldo y la
carga de Residuales 2 la conduce un alimentador de tipo AAAC 78 mm². La
26
subestación de la localidad de “El Pino” presenta el mismo calibre del tronco y al
final de este ramal se está ejecutando el montaje del nuevo PSFV “El Pino”.
Figura 2.2: Monolineal del alimentador 1400.
27
2.1.2 Alimentador 1405
El presente alimentador no precisa de una descripción detallada ya que este no
presenta carga alguna. El monolineal de la siguiente figura 2.3 representa su
pequeña extensión.
Figura 2.3: Monolineal del alimentador 1405.
28
2.1.3 Alimentador 1410
El circuito perteneciente al alimentador 1410 finaliza en el poblado de San Ignacio
(figura 2.4), con una extensión total de 13,425 km, donde 12,301 km forman el
tronco y 1,124 km incluyen los ramales y subramales. Este circuito está
alimentado por11 subestaciones las cuales brindan servicio a gran parte del
municipio de Abreus.
En el primer tramo predomina el conductor ACSR150 mm² hasta llegar al primer
ramal en una distancia de 94,1 m, el cual lo compone la subestación de
Yaguaramas de 4 kV. Luego se incorpora al tronco de todo el circuito el conductor
ACSR 70 mm² y aparece otro ramal a una longitud de 3 km aproximadamente de
este, perteneciente al Acueducto de Yaguaramas con un conductor de cobre Cu #
1/0. Los ramales de los Bancos “La Anaya” 2 y 3 en su recorrido cuentan con el
calibre AAAC 78 mm² a diferentes distancias del tronco, mientras que el primer
Banco es conducido por el mismo calibre del tronco y el Bombeo correspondiente
a estos bancos aparece en un ramal pequeño donde predomina el conductor de
cobre Cu # 1/0 a una extensión de 142 m. El resto del tronco se ve configurado
por la presencia de tres ramales que conforman el Bombeo de la Cooperativa
“Antonio Maceo” y las cargas de Horquita y San Ignacio, en estos se encuentra el
conductor de cobre Cu # 2/0. En el Anexo 3 aparece información acerca de los
datos generales de los transformadores de este alimentador.
29
Figura 2.4: Monolineal del alimentador 1410.
30
2.1.4 Alimentador 1415
La siguiente figura representa la extensión del circuito del alimentador 1415, el
cual se describe próximamente. Los datos generales de los transformadores de la
línea 1415 se describen en el anexo 4.
Figura 2.5: Monolineal del alimentador 1415.
31
Este alimentador concluye su circuito en el límite de la línea 501 de Colón,
municipio de la provincia de Matanzas. Su extensión es la mayor con respecto a
los tres alimentadores restantes, pues tiene una longitud total de 76,734 km,
aproximadamente 28,948 forman el tronco y 47,786 pertenecen a ramales y
subramales. La alimentación al circuito de Aguada consta de 44 subestaciones
como se muestra en la figura 2.5.
Tanto en el tronco como en los ramales de dicho circuito el conductor
predominante es el ACSR150 mm², excepto en algunos que se describirán
seguidamente. El primer tramo alimenta 2 turbinas hasta al ramal del
organopónico “Viet Nam” que tiene un conductor AAAC 78 mm² y una distancia de
500 m. Siguiendo el tronco aparece un ramal de 13,59 km, que en su inicio
presenta el interruptor de aire 1687, a partir de aquí resalta el conductor ACSR150
mm² hasta el Bombeo de la Pista de Guanito, donde en el recorrido de Casimba a
Truebas prevalece ACSR95 mm². En el trayecto del ramal Truebas y la entrada
del Bombeo Antonio Sánchez el calibre que se presenta es el ACSR150 mm² con
una distancia de 3,231 km. El conductor que aparece desde el ramal de entrada
de este bombeo hasta su origen es el ACSR 70 mm², el bombeo mencionado
anteriormente continúa su recorrido con el Bombeo Fábrica Torula con un calibre
AAAC 78 mm². El servicio al CAI “Antonio Sánchez” lo brinda el conductor ACSR
95 mm² hasta el Turbogenerador Torula en una longitud de aproximadamente de
1,04 km, interceptado también por la generación del central con un alimentador de
calibre ACSR 70 mm². Se incorpora al tronco la Subestación Viet Nam con una
longitud 200 m desde el ramal anterior hasta ella, siguiendo ese recorrido hacia el
siguiente ramal el calibre es ACSR 95 mm²en el cual predomina el conductor
AAAC 78 mm². A 1,9 km se encuentra el ramal que finaliza en el CAI “1ero de
Mayo” con conductor ACSR 70 mm². El interruptor de aire 1982 sigue la ruta del
tronco hasta varios ramales, el primero brinda alimentación mediante el conductor
AAAC 158 mm² al Batey Carreño y se encuentra a 800 m del tronco central,
seguido aparece la carga CIAL por un alimentador de 230 m y calibre AAAC 78
mm², luego Federal a 1,1 km con el conductor ACSR 70 mm².
32
El interruptor 229 se enfrenta a un extenso ramal, con la presencia de dos
subestaciones, una de 13 kV y otra de 4 kV, a la cual se le llama Aguada
intermedio y están alimentadas por el conductor de cobre Cu # 3/0 a partir de aquí
hasta el final del tronco. Los servicios a la agricultura que se muestran en esta
zona de 24,4 km presentan conductores de tres tipos los cuales, para una mejor
comprensión, se ubicaron alternadamente, estos son ACSR 95 mm² y ACSR 70
mm² para algunos servicios, mientras que en el servicio de Bombeo MININT, la
Paletizadora y el Taller Plan Arroz pertenecen al calibre AAAC 78 mm². En el
tronco central se encuentra el interruptor 227 en conjunto con la subestación
Chafarina y seguido un ramal con conductor de cobre Cu # 3/0, este ramal está
dividido en varias subramales los que presentan el conductor AAAC 78 mm² y se
encuentra a 520 m del tronco, brindando servicio al Bombeo Osvaldo Rosa, la
Máquina de Riego “La Capitana” y a la CCS “Jesús Sardiñas”. El próximo ramal
tiene una longitud de 520 m y presta servicio a la UBPC Desquite, al Enrollador El
Desquite y al Bombeo “Luis Morejón”, con conductores AAAC 78 mm² y ACSR 70
mm². El ramal de Jaguey Chico lo conforman tres transformadores donde el
calibre de estos conductores es el ACSR 70 mm². Al final del tronco encontramos
el ramal del Bombeo “El Congo” a una distancia de 120 m con conductor AAAC 78
mm², y el límite con la línea 501 de Colón identificada por un interruptor 4057
normalmente abierto.
2.2 Barra El Pino 13 kV
La subestación El Pino 33 kV como se observa en la figura 2.6, se encuentra al
final del alimentador 1400. Dicha subestación consta de un solo transformador con
una capacidad nominal de 4 MVA, alimentando el circuito 8 del municipio de
Rodas, característico de ser una carga residencial. El recorrido del tronco desde la
carga anterior hasta la entrada de esta carga posee una longitud de 2,47 km, y un
ramal pequeño cuya extensión está cerca de los 14,4 m, dichos tramos presentan
el conductor tipo ACSR 150 mm².
33
Figura 2.6: Monolineal de la carga final (SE El Pino) del alimentador 1400.
En esta localidad, posteriormente se ejecutará la construcción y el montaje del
nuevo parque solar fotovoltaico, desde el punto de vista geográfico, la figura 2.7
de la microlocalización, muestra el lugar designado.
Figura 2.7: Ubicación geográfica del parque fotovoltaico El Pino.
34
Los estudios en proceso de evaluación, por su capacidad, indican que puede
valorarse su interconexión a 33 kV o a la barra de 13 kV por baja de la SE 33/13
kV en sus proximidades, es el caso de la subestación El Pino descrita
anteriormente.
2.3 Barra Federal 33 kV
La subestación Federal 33 kV está situada en la parte central de la línea 1415 que
alimenta toda la zona como se muestra en la figura 2.8. Cuenta de dos
transformadores, cada uno con capacidad nominal de 1 MVA, alimentando el
circuito 70 del municipio de Aguada, el tipo de carga de dicha subestación es
altamente industrial. En su recorrido, la distancia del tronco desde la carga anterior
hasta la entrada de esta carga posee una longitud de 2,256 km, y un ramal
pequeño cuya extensión está cerca de los 1,119km, el tramo del tronco posee el
tipo de calibre ACSR 150 mm², mientras que el ramal lo compone el calibre ACSR
70 mm².
Figura 2.8: Monolineal de la carga central (SE Federal) del alimentador 1415.
35
La figura 2.9 que se muestra a continuación revela la localización geográfica para
la construcción y montaje del parque. Según el área seleccionada en proceso de
evaluación, por su capacidad y proximidad indica que puede valorarse su
interconexión a la barra de 33 kV.
Figura 2.9: Ubicación geográfica del parque fotovoltaico Federal.
2.4 Barra 33 kV Servicio Fuel Yaguaramas
Esta barra se encuentra al inicio del alimentador 1400 y está representada por un
nodo, el que tiene conectado un banco de transformadores estrella-estrella con
capacidad nominal de 50 kVA en cada una de las fases. Presta servicio a la Fuel
Yaguaramas como se muestra en la figura 2.10, siendo una carga industrial.
36
Figura 2.10: Monolineal de la carga inicial del alimentador 1400.
En la figura 2.11 se refleja la localización geográfica para la construcción de los
parques en esta zona. La conexión de los cuatro parques en la zona de
Yaguaramas se divide en dos conexiones diferentes. La primera es de un solo
parque, efectuándose su conexión al nodo de 33 kV que da servicio a la Fuel
Yaguaramas. La otra conexión de los tres parques restantes se efectuará en áreas
cercanas a las baterías Fuel Yaguaramas que están conectadas a la barra de
salida de la subestación de 110 kV Yaguaramas. En proceso de evaluación, por su
capacidad indica que puede valorarse su interconexión a la barra y al alimentador
de 33 kV al valorar su proximidad a ambos.
37
Figura 2.11: Ubicación geográfica de los parques fotovoltaicos en la zona de Yaguaramas.
Conclusiones del capítulo
 La barra de Yaguaramas es actualmente un centro de carga importante en
la economía del territorio y se convertirá además, en un nodo donde se
incrementará gradualmente de forma cercana o más remota la generación
fotovoltaica en los próximos años.
 Teniendo en cuenta fundamentalmente las características de la red eléctrica
implicada y la microlocalización geográfica de los parques solares
fotovoltaicos, las posibilidades de conexión de los mismos gradualmente,
demanda de un estudio técnico detallado, más aun en los casos que existan
más de una variante posible, como es el PSFV El Pino.
38
Capítulo III
CAPÍTULO III. Análisis técnico para la conexión a la red del nuevo
PSFV de Rodas.
El nuevo PSFV “El Pino”, con capacidad nominal de 2,6 MWp, propuesto en el
municipio de Rodas, por el asentamiento territorial que muestra, debe ser
conectado al alimentador 1400, quien finaliza su circuito con la subestación que
lleva el mismo nombre, como se ha descrito anteriormente.
Como este parque será el primero posible a conectar a la red de distribución de 13
kV en la provincia, se realiza una comparación evaluando su conexión también a
la red de subtransmisión. Estas dos variantes permiten comparar la implicación
que tiene el parque sobre las diferentes redes, desde la Barra de Yaguaramas en
conjunto con los demás alimentadores.
El estudio se realiza a la barra en general porque no solo se conecta dicho parque,
sino que también, para próximos años se implementa la inserción de otros
propuestos en la mencionada barra o enlazada por una línea hasta ellos, es decir,
tres parques directo a la subestación de 33 kV con una capacidad de 2 MW cada
uno; otro en el municipio de Aguada de 5 MW (interruptor 1415) al final del
alimentador del nodo de la Subestación de Federal y uno de 2 MW en el
alimentador 1400 al final del tramo de la línea del Servicio Fuel de Yaguaramas(en
Yaguaramas totalizan 4 parques). Las baterías Fuel tienen un aporte
característico, puesto que estas generan aproximadamente 21 MW de potencia.
Cabe destacar, el aporte que brinda la generación de los productores de azúcar y
sus derivados (CAI) nombrados arriba; aunque su influencia sobre las redes es
solo en casos de emergencia, es primordial destacar la función que estos realizan.
La herramienta escogida para efectuar la comparación de ambas variantes junto a
la conexión de los demás parques solares propuestos es el programa Radial,
específicamente la versión 8.0, el cual proporciona el estudio y la comprensión de
los resultados actuales y esperados para posteriores años.
39
3.1 Requerimientos particulares para la introducción de datos en el
programa Radial
En el programa se estudia el nuevo PSFV El Pino conectado al alimentador 1400
en conjunto con la Barra de Yaguaramas y los demás alimentadores (1410, 1415),
que se verán comprometidos para posteriores años, realizando la misma función
por la conexión de nuevos parques propuestos, como ya se mencionó
inicialmente. Es propicio señalar que cada uno de estos parques se simula con un
interruptor que posibilita el cambio para las posibles variantes de conexión.
En la introducción de datos al programa, cuando se declaran los PSFV, estos se
representan como cargas negativas porque estos generan, es decir, aportan
potencia a la red, y se conectan a través de un transformador de enlace porque
generan un voltaje distinto al de la red.
Para una mejor valoración de los parques, es preciso declarar en las bibliotecas
del Radial el gráfico de cargas de estas instalaciones, designado por el usuario, el
cual se puede apreciar en la figura 3.1. Los parques son considerados como
generadores de potencia activa, por lo que la potencia reactiva se considera cero.
Figura 3.1: Gráfico de carga de los parques solares fotovoltaicos.
El gráfico de comportamiento de los parques fotovoltaicos a lo largo del día,
mostrado en la figura anterior fue declarado a partir de análisis teóricos prácticos
de la bibliografía internacional consultada, así como directivas actuales de la UNE.
40
Para corroborar esta opción, también se efectuó el análisis histórico real de la
potencia entregada (en pu) de parques fotovoltaicos ya conectados a la red,
tomando como referencia el PSFV de Cantarrana, por ser un ejemplo típico y uno
de los de más explotación histórica en el país. Dicho parque se divide en dos:
Cantarrana 1 y Cantarrana 2, y fue analizado en el período de los cinco primeros
meses de este mismo año, es decir, de Enero a Mayo de 2016, llegando al
promedio en cada uno de los horarios que respectan las 24 horas del día. Este
estudio muestra cuanto ha variado el gráfico de comportamiento de los parques
construidos en el país, llegando también a un resultado más real, el cual aporta
gran beneficio para el análisis del funcionamiento de las redes eléctricas de la
provincia.
En la tabla 3.1 que aparece a continuación se representa el promedio de la
potencia entregada por el parque en tal período de tiempo. Con estos resultados
se llega al gráfico de comportamiento real del PSFV de Cantarrana 1 y 2, el que se
muestra en la figura 3.2 a) y b) respectivamente.
Tabla 3.1: Comportamiento promedio de la potencia entregada (en pu) del PSFV Cantarrana 1 y 2
en los meses de Enero a Mayo del año 2016.
Horas
1:00
2:00
3:00
4:00
5:00
6:00
7:00
8:00
9:00
10:00
11:00
12:00
Promedio
Cantarrana
1
Promedio
Cantarrana
2
Horas
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,3
0,5
0,5
0,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,5
0,8
0,9
0,9
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
24:00
0,6
0,5
0,5
0,4
0,2
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
0,9
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Promedio
Cantarrana
1
Promedio
Cantarrana
2
41
Potencia entregada (pu)
Gráfico de comportamiento
Cantarrana 1
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
Horas del día
Potencia entregada (pu)
a)
Gráfico de comportamiento
Cantarrana 2
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
Horas del día
b)
Figura 3.2: Gráfico de comportamiento de potencia entregada por el PSFV Cantarrana
a) Cantarrana 1 b) Cantarrana 2
Estos resultados reales proporcionan una comparación en cuanto al gráfico que
fue declarado por las instituciones y estudios realizados en años anteriores, lo que
muestra algunas variaciones más o menos considerables, pero con el mismo
comportamiento general a lo largo del día. Aunque se decidió no cambiar el gráfico
de carga original para la simulación, se esclarece el gráfico real estadístico de este
parque y se recomienda su utilización para análisis futuros al respecto en las
condiciones precisas de Cuba.
42
Otro de los aspectos a tener en cuenta es que, el fabricante de este tipo de
instalaciones afirma un decrecimiento anual de 0.8 %, lo cual debe ser esclarecido
desde el inicio de la elaboración del circuito en el fichero del programa para las
diferentes corridas.
Para la realización del estudio técnico los datos facilitados y resultados extraídos
del programa son para un día típico del año, por lo que es preciso realizar
extrapolaciones de todos los resultados al año, siendo necesario la obtención de
las lecturas de la energía (MW.h) de la barra con todos sus alimentadores en cada
uno de los meses del año 2015, se escoge dicho período de tiempo por ser el año
reciente, mostrando resultados más reales.
En la tabla que se muestra a continuación se expresan los resultados del
alimentador totalizador de la barra (1420) y de cada una de las fuentes de
generación, siguiendo una secuencia de pasos que incluye la energía anual, la
demanda máxima de la barra, la potencia promedio, el factor de carga y el factor
de pérdidas residencial e industrial se obtienen las horas equivalentes de pérdidas
anuales, convirtiéndolo en días equivalentes de pérdidas.
Tabla 3.2 Resultados de la energía (MW.h) de la Barra Yaguaramas.
Meses año 2015
1420
totalizador
Barra
3019,99
2809,91
2959,3
1947,61
1778,33
807,05
1424,74
912,48
1840,62
885,23
1478,53
1666,42
21530,21
1420 Salida
Fuel Yaguaramas
CAI Antonio
Sánchez
CAI 5
Septiembre
484,52
551,88
527,8
1037,19
1023,01
1606,37
832,6
1526,37
849,82
1177,46
1620,16
1444,03
12681,21
5958,1
5523,6
7049
8337,6
8424,7
9114,2
9174,4
9717,1
7400,4
8853
8117
8404,1
96073,2
104,1
87,5
136,1
118,4
51,9
394,9
277,1
347,4
71,8
528
277,5
27,2
2421,9
307,8
405,1
502,4
406,3
42,2
0
0
0
0
0
0
34,7
1698,5
Resultados
E total
Dmáxima
Ppromedio
109042,59
33,77
12,45
MW.h
MW
MW
0,21
0,25
1801,61
residencial
industrial
FC
0,37
FP anual
FP anual
Horas
equivalentes
Días equivalentes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
75,07
43
Adicionalmente, para la correcta manipulación del programa se disponen de datos
reales de las cargas, los transformadores, las líneas y demás aspectos de interés,
que por consiguiente fueron extraídos de informaciones brindadas por el
Despacho Eléctrico y la Oficina de Desarrollo de la Empresa Eléctrica de la
provincia.
3.2 Comportamiento de la red de 33 kV de Yaguaramas en estado
actual
Primero se realiza un estudio de comportamiento de la barra de Yaguaramas con
todos sus alimentadores sin las posibles conexiones del nuevo PSFV de Rodas ni
de los demás parques futuros, es decir, mantener todos los interruptores
pertenecientes a ellos temporalmente abiertos; lo cual representa su situación
actual reflejada en la figura 3.3; con el objetivo de ver la diferencia de la red sin
parque y con parque. Las tres baterías de la generación Fuell de Yaguaramas se
representan por interruptores abiertos, y la generación de los centrales ya
mencionados no se tiene en cuenta para dicho análisis, tal condición fue
concebida por el Grupo de Redes y Despacho de la Empresa Eléctrica de
Cienfuegos.
44
Figura 3.3: Esquema del fichero resultante del Radial sin la conexión de los PSFV.
45
Procediendo a las corridas hasta 25 años, se determina primero que la hora de
máxima demanda (el pico) ocurre a las 9:00 am, tal información fue asegurada por
el Despacho eléctrico de la provincia, elemental para efectuar el correcto estudio
de esta barra; del mismo modo se analiza el horario de máxima entrega de los
parques, que es alrededor de las 12:00 del mediodía (aunque en tal situación no
está ninguno conectado, pero interesa para desarrollar las comparaciones).
Se extraen los valores manualmente y se introducen en una tabla en Excel, para
realizar las extrapolaciones y cálculos necesarios, permitiendo observar los
resultados y compararlos para las variantes a elegir.
Para la comprensión de la situación actual y de las variantes de conexión se
decide centrarse en la variación de las pérdidas de energía activa en líneas, tanto
en un día típico como en el año. Al mismo tiempo se analiza la cargabilidad del
transformador de la subestación de Yaguaramas.
En el período actual, de flujo de potencia en la corrida del programa muestra
resultados para la variación de pérdidas de energía activa en líneas (ΔEaL) en un
día del año y las pérdidas de energía en líneas (ΔEL) ya extrapoladas para todos
los años; para ampliar la información utilizada se puede consultar el Anexo 5.
En las figura 3.4 se pueden observar los gráficos de variaciones de pérdidas de
energía activa en las líneas para un día típico de cada año en el horario de
máxima demanda y de máxima entrega de los parques respectivamente, este
último caso se analiza para comparar el comportamiento de la red con la ausencia
y presencia de los parques más adelante.
46
Figura 3.4: Variación de pérdidas de energía en línea para un día del año del estado actual en los
horarios de 9:00 am y 12:00 pm (kW.h/día).
Estas variaciones en ambos horarios muestran un incremento acelerado con el
transcurso de los años, debido al crecimiento continuo de las cargas. Los
resultados de la cargabilidad del transformador de la subestación de Yaguaramas
revelan al paso de los años una transferencia de potencia activa cada vez mayor,
la cual puede sobrepasar la capacidad de este transformador, situación que no es
alarmante, pues según las autoridades implicadas en los avances de la
disponibilidad energética en la provincia, se ha propuesto implementar para
próximos años la conexión de otro transformador de igual capacidad en paralelo
con el existente. Las pérdidas de energía anual en líneas se reflejan en la figura
3.5 para ambos horarios.
Figura 3.5: Pérdidas de energía anual en líneas para el estado actual en el horario de las 9:00 am y
12:00 pm (MW.h/anual).
47
3.3 Análisis y cálculo de las variantes de conexión
Las variantes de conexión de parques fotovoltaicos en la red de 33 kV de
Yaguaramas en el programa Radial, se realiza mediante un análisis del
comportamiento de la red a medida que se van conectando los parques, para
llegar a la comparación con la situación actual de dicha red.
Por año, se muestra un crecimiento dado el desarrollo previsto de las cargas, cada
un cierto período de tiempo se incorpora un parque a la red; lo que permite hacer
un análisis del desarrollo de esta basado en la comparación de los resultados de
los años o períodos consecutivos, hasta tener una visión general de la influencia
de la incorporación de estos parques fotovoltaicos a la red. El orden de conexión
de cada parque se muestra a continuación:

Año 1- Año 4: PSFV El Pino (variante 1 conectado a 13 kV y variante 2
conectado a 33 kV). Cada una de estas variantes se realiza en conjunto con
la conexión de los demás parques según los años en que son conectados.

Año 5- Año 6: PSFV El Pino más los 4 PSFV de Yaguaramas. Se sitúan 3
parques conectados directamente a la barra de 33 kV de la propia
subestación cercanos a las baterías Fuell, como se plantea anteriormente y
el otro, en un nodo instalado al inicio del alimentador 1400.

Año 7- Año 25: PSFV El Pino más los PSFV de Yaguaramas más PSFV La
Federal.
En el análisis de las variantes de conexión se establece centralizar el estudio en
las variaciones de pérdidas de energía activa en las líneas para un día y las
pérdidas de energía en las líneas ya extrapolada para los años, destacando
también el ahorro de pérdidas de energía que se produce al comparar ambas
variantes con el estado actual.
Se realizan las corridas de flujo de potencia en la hora de máxima demanda la
cual pertenece al pico y equivale a las 9:00 am, y en el horario de máxima entrega
de los parques, tal cuestión se manifiesta a las 12:00 pm; como se puede evaluar,
48
esta condición ocurre igual que en el estado actual, lo cual no representa ningún
inconveniente.
3.3.1 Variante 1: PSFV conectado a la red de 13 kV
En esta variante el PSFV El Pino se conecta a la barra de 13 kV de la subestación
que lleva su nombre, la cual se representa por un tramo de línea que simboliza las
pérdidas de cobre y un transformador FICTICIO que solo tiene pérdidas de hierro.
El interruptor del parque se mantiene cerrado y los demás continúan abiertos
hasta la correspondencia con su año de conexión, como se designó arriba. Se
efectúan todas las corridas para 25 años posteriores y se extraen todos los datos
mostrados en el programa de forma manual y se introducen en una tabla en el
Excel.
En los horarios de máxima demanda y de máxima entrega de los parques se
obtienen las variaciones de pérdidas de energía activa en las líneas para un día
típico de cada año, lo cual se puede observar en los gráficos correspondientes a
las figuras 3.6 a) y b), y las pérdidas de energía en las líneas se reflejan en las
figuras 3.7 a) y b); igualmente para ampliar sobre la información utilizada se puede
consultar el Anexo 6.
a)
49
b)
Figura 3.6: Variación de pérdidas de energía en línea para un día del año de la variante 1
(kW.h/día).
a) Horario 9:00 am b) Horario 12:00 pm
a)
50
b)
Figura 3.7: Pérdidas de energía anual en líneas para la variante 1 (MW.h/anual).
a) Horario 9:00 am b) Horario 12:00 pm
Los gráficos antes expuestos en los diferentes horarios muestran en el primer
intervalo de tiempo un ascenso pequeño de pérdidas de energía en las líneas,
pues el rendimiento del actual parque va disminuyendo durante su explotación
(aunque se consideró de manera más segura 0,8% cada año, información
obtenida luego de esta simulación refleja que en los años iniciales es menor que
en los restantes), además las cargas cercanas a este parque no manifiestan
crecimiento considerables en este período. Sin embargo con la conexión de los
otros parques restantes se observa un descenso de pérdidas de energía en las
líneas con el transcurso de los años, este relevante aspecto se determina porque
la mayor capacidad de los parques conectados está distribuida por las redes
cercanas a los centros de carga, donde estas si revelan crecimiento en el
transcurso de los años, por lo que disminuyen las pérdidas en la distribución de
energía eléctrica, aún con un decrecimiento en el rendimiento de los parques.
Aunque existe elevada generación fotovoltaica a partir del año 5, el flujo de
potencia inversa es muy pequeño, el cual se queda en las cargas más próximas y
de cierta manera produce menos pérdidas de energía en las líneas. Se chequea el
voltaje en los nodos y permanecen en condiciones normales en esta variante.
51
3.3.2 Variante 2: PSFV conectado a la red de 33 kV
La variante 2 radica en conectar el PSFV directo a la barra de 33 kV de la
subestación El Pino, la cual se representa por un tramo de línea enlazado a dicha
barra. Se cierra el interruptor de tal parque y los demás continúan abiertos hasta la
conexión en su año correspondiente.
Se ejecutan las corridas en el programa para los próximos 25 años y la extracción
manual de dichos resultados e incorporarlos a una tabla Excel para realizar la
comparación.
La variación de pérdidas de energía activa en las líneas en un día y las pérdidas
de energía anuales en las líneas, se analiza igual que en la variante anterior, con
los resultados para los horarios de máxima demanda y de máxima entrega de los
parques, lo que se representa en los gráficos de las figuras 3.8 a) y b), y las
figuras 3.9 a) y b) respectivamente; al mismo tiempo en el Anexo 7 se encuentra la
información más ampliada de los resultados.
a)
52
b)
Figura 3.8: Variación de pérdidas de energía en línea para un día del año de la variante
2(kW.h/día).
a) Horario 9:00 am b) Horario 12:00 pm
a)
53
b)
Figura 3.9: Pérdidas de energía anual en líneas para la variante 2(MW.h/anual).
a) Horario 9:00 am b) Horario 12:00 pm
Esta variante representa al igual que la variante 1, una disminución de pérdidas de
energía en las líneas, en el primer período de tiempo se produce una subida
pequeña de pérdidas. También, con la conexión de los otros parques se refleja
una disminución de pérdidas de energía en las líneas con el transcurso de los
años.
Después de haber analizado el estado actual de la red y cada una de las variantes
de conexión, se realiza una comparación de los tres estados en los diferentes
horarios en cuanto al comportamiento de las pérdidas de energía anual en líneas,
tales resultados se manifiestan en los gráficos de las figuras 3.10 a) y b)
respectivamente.
54
a)
b)
Figura 3.10: Comparación del estado actual con las variantes de conexión en cuanto a las pérdidas
de energía anual en líneas.
a) Horario 9:00 am b) Horario 12:00 pm
En el análisis previsto para el estado actual y las dos variantes de conexión, se
afirma al respecto que estas dos últimas producen una reducción de pérdidas de
energía anuales en líneas, pero la más satisfactoria es la variante 1, es decir, la
conexión más conveniente del parque fotovoltaico de Rodas desde el punto de
vista técnico es a la red de 13 kV, según los resultados obtenidos.
55
3.4 Análisis económico preliminar del estudio
Desde el punto de vista técnico, se analizaron las dos variantes de conexión del
parque, entregando su energía a la red eléctrica local a un nivel de tensión de 33 ó
13,8 kV.
Se realiza una evaluación económica preliminar, sin tener en cuenta la inversión
para la construcción del parque solar porque no es objetivo del trabajo. El estudio
se centra en la conexión del PSFV El Pino, el cual presenta dos variantes, se
evalúa entre otras cosas, la construcción de una línea en cada variante,
verificando su posible inversión, el ahorro de pérdidas de energía que se produce
en pesos y los costos de explotación y mantenimiento. Todos estos análisis se dan
como resultados en moneda total (MT).
En la variante de conexión a 13 kV, se efectúa la construcción de una línea de
15 000 m, con conductor por fase y por neutro AAAC-78 mm², con una cantidad de
185 postes situados a 80 m y 188 crucetas de 8 pies. Presentan 6 aisladores de
suspensión polímeros para dos remates y 557 de pedestal, que lo conforman de
tipo A en 185 postes y 2 para puentes, además de una cuchilla de 13 kV
monofásica. El mantenimiento a esta línea es una vez al año, es decir, un día para
6 brigadas. Las labores efectuadas por las brigadas incluyen la revisión y apriete
de herrajes, cambio de aislamiento y/o conductor si es necesario y la poda de
árboles cercanos a la red.
En la variante de conexión a 33 kV, se construye una línea de 100 m, con
conductor por fase AAAC-158 mm² y por neutro AAAC-78 mm², con una cantidad
de 3 postes de 35 pies y 6 crucetas de 9 pies. Presentan 6 aisladores de
suspensión polímeros para dos remates y 8 de pedestal, que lo conforman de tipo
A para 2 crucetas y 2 para puentes. El mantenimiento a esta línea se realiza una
vez al año que corresponde con la mitad de un día para una brigada. Las labores
realizadas por la brigada se efectúan de la misma manera que en la variante
anterior.
Para el desarrollo de este análisis, es preciso calcular en las dos variantes el
ahorro de pérdidas de energía en la línea al año, y con un costo de energía de
56
0,1310 CUC/kWh se obtiene el ahorro anual que se produce en pesos. Se estima
la inversión total a partir de las inversiones ya realizadas para cada uno de los
elementos, en cuanto al tipo y la cantidad de metros de cables, postes, crucetas,
cuchillas y aisladores. Luego se revela el costo de mantenimiento y explotación en
ambas conexiones.
Con el análisis de costo beneficios se llega a los siguientes resultados, cuyos
cálculos se pueden consultar en el anexo 9.
Tabla 3.3: Resultados del análisis costo beneficio para la Variante 13 kV.
Análisis Costo Beneficio ($)
VARIANTE 13 kV
Costo inversión inicial total
94656,14
Costo total de mtto. Y explotación
42610,50
Ahorro o beneficio por reducción de pérdidas
558641,12
Beneficio neto
421374,48
Tabla 3.3: Resultados del análisis costo beneficio para la Variante 33 kV.
Análisis Costo Beneficio ($)
VARIANTE 33 kV
Costo inversión inicial total
3111,69
Costo total de mtto. Y explotación
2910,38
Ahorro o beneficio por reducción de pérdidas
511360,07
Beneficio neto
505338,01
Se puede ver que el proyecto es viable, ya que la razón de costo beneficio (sería
la relación del ahorro o beneficio por reducción de pérdidas y el costo total de la
inversión inicial más el costo total de mantenimiento y explotación) es mayor que
la unidad, dando como resultado para la variante 13 kV un valor de 4,07 y para la
variante 33 kV un valor de 84,91. También se obtuvo que los beneficios para la
variante de 13 kV se vuelvan positivos en el año 10, mientras que en la variante de
conexión a 33 kV se manifiesta en el año 2. Además, como se sabe no solo debe
hacerse el análisis costo beneficio de la manera anteriormente expuesta, sino que
57
deben utilizarse los criterios del valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno
(TIR) para trabajar sobre la base del valor actualizado de los flujos de fondos a lo
largo de los 25 años y con la tasa actual de descuento o interés empleada en
Cuba.
Para la variante de 13 kV el VAN es de 4044,33 pesos, que como es mayor que
cero corrobora que la inversión producirá ganancias por encima de la rentabilidad
exigida para esta tasa de interés, al igual que la variante de 33 kV el VAN es
mayor que cero con resultados de 176265,43 pesos para una misma tasa de
interés.
Como ambas variantes tienen un balance de costo beneficio favorable, se
recomienda como la mejor desde el punto de vista económico la variante de
conexión a 33 kV por tener un mayor VAN.
Conclusiones del capítulo
 La inclusión de la generación fotovoltaica distribuida en la provincia de
Cienfuegos resulta hasta la fecha, beneficiosa para la operación de dicha
red.
 El PSFV El Pino conectado a la red de 13 o de 33 kV de la barra de
Yaguaramas, produce un efecto positivo en la disminución de pérdidas
respecto al estado actual.
 La conexión de dicho parque junto a los previstos a conectarse en los
próximos años y teniendo en cuenta la dinámica de crecimiento de las
cargas, hacen más eficiente el uso de dicha generación distribuida en la
operación de la red implicada.
 La mejor variante para la conexión del parque El Pino desde el punto de
vista técnico es a la red de 13 kV de la manera descrita en el trabajo.
 El análisis económico preliminar realizado coloca a la variante de 33 kV
como la mejor por los resultados obtenidos en el balance de costo beneficio
y el criterio del VAN.
58
Conclusiones generales
CONCLUSIONES GENERALES
1. En Cuba, los sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red son una
alternativa para cubrir parte del crecimiento de la demanda de energía, por
las perspectivas que existen de incrementar la generación de electricidad
por este medio.
2. La red de la Barra Yaguaramas 33 kV en su estado actual, requiere de
fortalecer la capacidad de generación por las cargas importantes que
presenta y teniendo en cuenta que las mismas muestran un crecimiento
consecutivo al paso de los años.
3. Con la inserción del PSFV de Rodas y los otros propuestos en años
posteriores, el estudio técnico arroja resultados positivos para ambas
variantes de conexión, destacándose una disminución de pérdidas de
energía en las líneas, con respecto a la situación actual.
4. El estudio técnico realizado demuestra que la variante de conexión a la red
de 13 kV, es la opción más favorable para una mejor operación en la red de
la Barra Yaguaramas.
5. En ambas variantes el balance de costo beneficio es favorable, pero se
recomienda como la mejor desde el punto de vista económico la variante de
conexión a 33 kV por tener un mayor VAN.
59
Recomendaciones
RECOMENDACIONES
1. Para la realización de trabajos futuros vinculados con el tema, se
recomienda tener en cuenta el gráfico de comportamiento arrojado por el
PSFV Cantarrana, donde se obtuvieron resultados estadísticos más reales.
2. Con los resultados alcanzados en la investigación, se recomienda a la
Empresa Eléctrica de Cienfuegos la aplicación práctica de estos, para el
logro de una mejor operación de la red en la Barra 33 kV Yaguaramas,
teniendo en cuenta el análisis técnico y el económico, posibles variables y
alternativas para una decisión definitiva.
3. Efectuar estudios similares para el análisis de otros parques fotovoltaicos y
su conexión a la red en el territorio nacional, donde se valoren las
numerosas propuestas que pudieran surgir.
60
Bibliografía
BIBLIOGRAFÍA
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fotovoltaica en el sistema eléctrico," Instituto de Investigación Tecnológica, Madrid,
España.
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(Tesis de Grado). Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación,
Universidad Nacional de Colombia, Manizales, Colombia.
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Materno Infantil de la Universidad de Piura" (Tesis de Grado). Departamento de Ingeniería
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generación fotovoltaica en Venezuela," Unidad de Gestión y Grupo de Investigación en
Sistemas Industriales de Electrónica de Potencia (UGSIEP), Dpto. de Conversión y
Transporte de Energía CTE, Universidad Simón Bolívar, Venezuela.
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CUBASOLAR, Articulo 03.Disponible en http://www.cubasolar.cu/.
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enhttp://www.cubasolar.cu/
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Programa de Posgrado en Ingeniería Eléctrica, México.
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en los niveles de tensión. Aplicación a un caso real," Avances en Energías Renovables y
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Renewable Energy Laboratory, Niskayuna, New York.
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tecnológica de Pereira, Pereira, Colombia.
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Grado). Department of Energy and Environment, Chalmers University of Technology,
Gothenburg, Sweden.
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http://www.evwind.com/.
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renovable. Disponible enhttp://www.tiempo21.cu/.
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provincias. Disponible en http://www.cubainformacion.tv/.
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Cubadebate. Disponible enhttp://www.cubadebate.cu/.
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Periódico Granma. Disponible en http://www.granma.cu/.
Otras fuentes consultadas.

Datos brindados por el Despacho Territorial de la OBE Cienfuegos

Normativas y requisitos implementados por INEL y la Dirección de la UNE.
62
Anexos
ANEXOS
Anexo 1: Tabla de los datos generales de los transformadores de las baterías Fuel de
Yaguaramas.
No.
Sub.
Nombre
Volt.
Baja
(kV)
Volt.
Alta
(kV)
Pot
(MVA)
Conex.
%Z
No.
Tap
Fabric.
Municip.
242
242
242
Fuel Yaguaramas
Fuel Yaguaramas
Fuel Yaguaramas
4,16
4,16
4,16
34,5
34,5
34,5
8,5
8,5
8,5
Үn-Δ/G-1
Үn-Δ/G-1
Үn-Δ/G-1
10,0
10,0
10,0
5
5
5
Hyundai
Hyundai
Hyundai
Abreus
Abreus
Abreus
Anexo 2: Tabla de los datos generales de los transformadores de la línea 1400.
No. Sub.
Nombre
AB-6618
Servicio Fuel
Yaguaramas
AB-6304
2474
Banco Semilla
1442
Pérez Leyva
RB6303
Enrrollador 14 de
Julio
2468
RB2012
2463
Fca. Pienso
Palanquete
Bombeo La Vega
RB-6284
San Lino
1512
Turquino
CAI 5 de
Septiembre
Rodas 4 kV
Rodas 13.8 kV
1508
558
RB-6283
Bombeo Reinaldo
RB-2868
Residuales #2
2510
El Pino 13 kV
Volt.
Baja (kV)
Volt.
Alta
(kV)
Pot
(MVA)
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,48
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
0,05
0,05
0,05
0,025
0,050
0,500
13,8
0,24
0,24
0,24
0,48
0,24
0,48
0,24
0,24
13,8
6,3
6,3
4,16
13,8
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
13,8
34,5
19,1
19,1
19,1
34,5
19,1
34,5
19,1
19,1
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
0,500
0,050
0,050
0,050
1,000
0,015
1,000
0,0375
0,0375
2,500
2,500
2,500
4,000
1,000
0,015
0,025
0,0375
0,0375
0,0375
4,000
Conex.
%Z
No.
Tap
Fabric.
Municip.
Abreus
Abreus
DY-11
4,3
5
CGE
Abreus
DYn-1
5,3
5
G.E
Rodas
Rodas
DYn-1
6,5
5
ETZ
DY-1
6,3
5
ETZ
Rodas
Rodas
Rodas
Rodas
DYn-1
YnD-11
YnD-11
DYn-1
DYn-1
6,7
6,5
6,5
7,3
6,2
5
5
5
5
5
ETZ
ETZ
ETZ
ETZ
ETZ
Rodas
Rodas
Rodas
Rodas
Rodas
Rodas
Rodas
DYn-1
7,1
5
ETZ
Rodas
63
Anexo 3: Tabla de los datos generales de los transformadores de la línea 1410.
Nombre
Yaguaramas
Acued. Yaguaramas
Bombeo Acued.
Yaguaramas
Monumento El inglesito
La Anaya banco 3
La Anaya banco 2
La Anaya banco 1
Bombeo Anaya
Bbeo CPA A. Maceo
Horquita
San Ignacio
Volt.
Baja
(kV)
Volt.
Alta
(kV)
Pot
(MVA)
4,3
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
13,8
13,8
13,8
13,8
34,5
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
34,5
34,5
34,5
1,6
0,025
0,025
0,05
0,025
0,025
0,025
0,015
0,025
0,0375
0,0375
0,025
0,025
0,075
0,075
1,600
1,600
1,600
1,600
Conex.
%Z
No.
Tap
Fabric.
Municip.
DYn-1
5,5
5
CAMCA
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
Abreus
DY-1
DY-2
DYn-1
DYn-1
6,7
6,6
5,7
5,7
5
5
5
5
ETZ
ETZ
Italia
Italia
Abreus
Abreus
Anexo 4: Tabla de los datos generales de los transformadores de la línea 1415.
No. Sub.
Nombre
GB-4610
GB-6379
Volt.
Baja
(kV)
Volt.Alt
a (kV)
Pot
(MVA)
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
19,1
34,5
34,5
0,0375
0,0375
0,050
0,050
0,038
0,050
0,075
0,075
0,075
0,050
0,050
0,050
0,050
0,050
0,038
0,500
0,038
0,0375
0,0375
0,0375
2,500
2,500
1,600
1,600
1,600
1,000
1,000
0,0375
0,015
GB-6418
Organopónico
Viet-Nam
GB-6380
Bbeo Guanito
GB-6637
Bbeo UBPC
Regadío
GB-6375
Organopónico Bco
Semilla Guanito
GB-6376
Bbeo Pista Guanito
GB-2371
1431
GB-2370
Casimba
Trueba
El retiro
GB 6617
Bbeo Autoconsumo
A. Sánchez
2493
CAI A. Sánchez 6.3
kV
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
13,8
0,24
0,48
0,48
0,48
6,3
6,3
2449
GEA A. Sánchez
13,8
34,5
501
Fca. de Torula
564
GB-2377
GB-2402
Viet-Nam
0,48
0,48
4,16
0,24
0,24
34,5
34,5
34,5
19,1
19,1
34,5
34,5
Conex.
%Z
No.
Tap
Fabric.
Y-Y
DYn-1
4,5
5
OSAKA
DY-1
5,2
5,2
5,2
6,4
6,4
5,7
5,7
7,0
6,6
6,4
5
OSAKA
YnD-11
YnD-11
DYn-1
DYn-1
DY-1
DY-5
DYn-1
Municip.
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
5
5
5
5
5
5
5
ETZ
ETZ
TAMINI
TAMINI
ETZ
ETZ
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
64
GB-2401
2462
Finca Los Gallegos
Perseverancia
GB-6611
CAI 1 de Mayo
GB-2403
Batey Carreño
GB-2591
CIAL
2441
Federal
420
Aguada
GB-6378
Bbeo Hortícola
GB-6433
2490
2486
Santana
Plan Arroz
Galeón Viejo
GB 6606
Bombeo MININT
GB-6389
1486
Arrocera
Fbca
GB-2527
Taller Plan Arroz
GB-6618
Chafarina
GB-6638
CCS Jesús
Sardiñas
GB-6614
Bbeo Osvaldo R.
GB-6609
Maq. Riego La
Capitana
GB-6405
Bombeo Luis
Morejón
GB-6632
UBPC Desquite
GB-6621
Enrrollador El
desquite
GB-2531
GB-2532
GB-2533
Marconi 1
Marconi 2
Marconi 3
GB-6404
finca Ángel Alejo
(Bbeo El Congo)
0,24
0,24
13,8
0,48
0,48
0,48
0,24
0,24
0,24
4,16
4,16
4,16
19,1
19,1
34,5
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
34,5
34,5
0,0375
0,015
1,000
0,050
0,050
0,050
0,025
0,025
0,0375
1,000
1,000
1,000
4,16
34,5
13,8
0,24
0,24
0,24
0,24
13,8
0,48
0,48
0,48
0,48
0,24
0,48
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,48
0,48
0,48
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
0,24
34,5
19,1
19,1
19,1
19,1
34,5
34,5
34,5
34,5
34,5
19,1
34,5
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19,1
19
19
DYn-1
6,1
5
ETZ
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
DY-1
DYn-1
6,6
6,7
6,4
5
5
5
ETZ
ETZ
ETZ
1,000
DYn-1
6,5
5
ETZ
1,600
0,0375
0,0375
0,0375
0,250
1,600
0,200
0,100
0,075
0,075
0,150
0,500
0,0375
0,0375
0,0100
0,0375
0,0375
0,0375
0,0375
0,0375
0,0375
0,0375
0,0375
0,050
0,050
0,050
0,025
0,025
0,038
0,038
0,038
0,025
0,025
0,015
0,025
0,025
0,025
DYn-1
6,7
5
ETZ
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
DYn-1
DY-1
DY-1
DYn-1
1,7
5,7
5,45
4,50
3,23
3,23
4,9
5,1
5
Tamini
SouthWel
Aguada
Cienfuegos
Aguada
Aguada
5
5
ETZ
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
Aguada
65
Anexo 5: Tabla de los resultados del flujo de potencia en el Radial de la Barra 33 kV de Yaguaramas en el estado actual para los horarios máxima demanda y de máxima
entrega de los parques.
Resultados del flujo de potencia de la Barra de 33 kV de Yaguaramas en el estado actual. HORA DE ANALISIS 9:00 AM
Años
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Unidad
Pc
33054
33365
33685
34013
34351
34697
35053
35418
35794
36179
36575
36983
37401
37831
38273
38727
39194
39674
40168
40675
41197
41734
42286
42854
43438
kW
Qc
16258
16368
16480
16594
16712
16832
16955
17080
17209
17341
17476
17615
17757
17902
18051
18204
18360
18521
18685
18854
19027
19204
19386
19572
19764
kvar
Sc
36836
37164
37500
37845
38201
38564
38938
39321
39716
40120
40536
40964
41402
41853
42316
42792
43281
43784
44301
44832
45379
45940
46518
47112
47723
kva
fp
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
0,91
FC
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
0,64
PL
612
629
647
665
685
705
727
750
773
798
824
852
881
911
943
977
1012
1050
1089
1131
1175
1221
1270
1321
1376
kW
QL
1418
1457
1497
1539
1582
1628
1676
1727
1779
1835
1893
1954
2017
2085
2155
2229
2307
2389
2475
2566
2662
2762
2868
2980
3098
kvar
PCu
379
384
390
397
404
411
418
426
434
443
452
461
472
482
494
506
518
532
546
561
577
594
612
631
651
kW
PFe
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
kW
PT
1046
1069
1093
1118
1144
1172
1201
1231
1263
1297
1332
1369
1408
1449
1493
1538
1586
1637
1691
1747
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Eac
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1338
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1338
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1338
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1338
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ET
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kW.h
Años
1
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3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
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21
22
23
24
25
Unidad
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0,64
HORA DE ANALISIS 12:00 PM
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56
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Eac
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724
MW.h
66
Erc
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EFe
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1338
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2
2
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kW.h
Unidad
Anexo 6: Tabla de los resultados del flujo de potencia en el Radial de la Barra 33 kV de Yaguaramas en la variante 1 para los horarios máxima demanda y de máxima entrega
de los parques.
Resultados del flujo de potencia de la Barra de 33 kV de Yaguaramas con la conexión del PSFV propuesto "El Pino" conectado a la red de 13 kV. HORA DE ANALISIS
9:00 AM
Años
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
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21
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23
24
25
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Qc
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2787
kvar
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-1773
-1759
-1745
-1731
-1717
-1703
-1690
-1676
-1663
-1649
-1636
kW
68
Pent total
YAG
E entrega
YAGUAR
Eent total
YAG
P entrega
AGUADA
E entrega
AGUADA
-7684
-7624
-7564
-7504
-7444
-7384
-7324
-7264
-7208
-7148
-7092
-7036
-6980
-6924
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-6812
-6760
-6704
-6652
-6596
-6544
kW
-12969
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-12161
-12064
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kW.h
-51876
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kW
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-28283
-28057
-27833
-27610
kW.h
Anexo 7: Tabla de los resultados del flujo de potencia en el Radial de la Barra 33 kV de Yaguaramas en la variante 2 para los horarios máxima demanda y de máxima entrega
de los parques.
Resultados del flujo de potencia de la Barra de 33 kV de Yaguaramas con la conexión del PSFV propuesto "El Pino" conectado a la red de 33 kV. HORA DE ANALISIS
9:00 AM
Años
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Pc
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32086
32416
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28981
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29899
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30861
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32390
32924
33472
34033
34608
35198
35802
36421
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Qc
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0,88
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FC
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64
64
64
65
65
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
66
PL
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609
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963
1004
1047
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kW
QL
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1622
1683
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1815
1887
1962
2041
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2213
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2405
2509
2618
kvar
PCu
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PFe
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64
64
64
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73
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kW
PT
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1305
1343
1384
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1519
1569
1623
1679
1739
1802
1869
1940
kW
Eac
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637
MW.h
Erc
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253
256
259
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265
269
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275
279
283
Mvar.h
EaL
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7020
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7028
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ECu
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4356
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4070
4011
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3895
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3783
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3520
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kW.h
EFe
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1530
1530
1530
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1703
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1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
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ET
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PT
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5
5
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1
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Pd
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Qd
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Sd
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Ed
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P entrega
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E entrega
PINO
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kW
69
Unidad
YAGUAR
Pent total
YAG
E entrega
YAGUAR
Eent total
YAG
P entrega
AGUADA
E entrega
AGUADA
HORA DE ANALISIS 12:00
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2
3
4
Años
1
Pc
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26409
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Qc
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Sc
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Unidad
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
27064
19719
20129
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20909
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65
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66
66
66
66
66
66
66
66
PL
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PT
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930
952
975
1000
1027
1056
1087
1119
1154
1191
1230
1273
1318
1365
1416
1471
1529
kW
Eac
489
496
502
509
464
472
448
456
465
474
483
492
501
511
521
531
542
553
564
575
587
599
611
624
637
MW.h
Erc
218
220
222
224
226
228
230
233
235
237
240
242
245
248
250
253
256
259
262
265
269
272
275
279
283
Mvar.h
EaL
6998
7002
7006
7010
6483
6383
5361
5279
5198
5118
5040
4963
4887
4813
4739
4667
4597
4527
4459
4391
4325
4260
4196
4133
4071
kW.h
ECu
4305
4309
4313
4317
4314
4249
4384
4319
4255
4192
4130
4069
4009
3950
3893
3836
3780
3725
3671
3618
3566
3515
3465
3416
3368
kW.h
EFe
1530
1530
1530
1530
1703
1703
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
1746
kW.h
ET
12834
12841
12849
12857
12500
12335
11492
11344
11199
11056
10916
10778
10643
10509
10378
10250
10123
9999
9876
9756
9638
9522
9408
9296
9185
kW.h
PT
3
3
3
3
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
6
6
%
ET
3
3
2
2
3
3
3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1
%
Pd
26886
27220
27563
27916
20679
21111
16710
17195
17690
18195
18711
19238
19778
20330
20895
21471
22063
22669
23288
23925
24577
25245
25931
26635
27358
kW
Qd
14644
14774
14909
15049
15193
15341
15034
15179
15330
15486
15646
15812
15984
16162
16346
16536
16732
16936
17148
17366
17593
17829
18073
18326
18589
kvar
Sd
30615
30971
31337
31714
25660
26096
22478
22936
23408
23893
24391
24902
25429
25972
26529
27101
27690
28297
28920
29563
30225
30906
31608
32331
33076
kva
Ed
501834
508841
514849
521857
476500
484335
459492
467344
476199
485056
493916
502778
511643
521509
531378
541250
552123
562999
573876
584756
596638
608522
620408
633296
646185
kW.h
P entrega
PINO
E entrega
PINO
P entrega
YAGUAR
Pent total
YAG
E entrega
YAGUAR
Eent total
YAG
P entrega
AGUADA
-2579
-2559
-2538
-2518
-2498
-2478
-2458
-2438
-2419
-2399
-2380
-2361
-2342
-2323
-2305
-2286
-2268
-2250
-2232
-2214
-2196
-2179
-2161
-2144
-2127
kW
-17410
-17270
-17132
-16995
-16859
-16724
-16590
-16458
-16326
-16195
-16066
-15937
-15810
-15683
-15558
-15433
-15310
-15188
-15066
-14946
-14826
-14707
-14590
-14473
-14357
kW.h
-1921
-1906
-1891
-1876
-1861
-1846
-1831
-1816
-1802
-1787
-1773
-1759
-1745
-1731
-1717
-1703
-1690
-1676
-1663
-1649
-1636
kW
-7684
-7624
-7564
-7504
-7444
-7384
-7324
-7264
-7208
-7148
-7092
-7036
-6980
-6924
-6868
-6812
-6760
-6704
-6652
-6596
-6544
kW
-12969
-12865
-12762
-12660
-12559
-12458
-12358
-12260
-12161
-12064
-11968
-11872
-11777
-11683
-11589
-11497
-11405
-11313
-11223
-11133
-11044
kW.h
-51876
-51460
-51048
-50640
-50236
-49832
-49432
-49040
-48644
-48256
-47872
-47488
-47108
-46732
-46356
-45988
-45620
-45252
-44892
-44532
-44176
kW.h
-4727
-4689
-4651
-4614
-4577
-4541
-4504
-4468
-4432
-4397
-4362
-4327
-4292
-4258
-4224
-4190
-4157
-4123
-4090
kW
70
E entrega
AGUADA
-31905
-31650
-31396
-31145
-30896
-30649
-30404
-30160
-29919
-29680
-29442
-29207
-28973
-28741
-28511
-28283
-28057
-27833
-27610
Anexo 8: Tabla de la potencia y energía entregada por los parques en el período de 25 años.
Resultados de la potencia y energía entregada en la variante de conexión a 13 kV por los parques en el período de 25 años.
9:00 AM
PSFV
PINO
SOLO
PINO CON 4
YAGUARAMAS
6
PINO CON 4
YAGUARAMAS
Y AGUADA
7
Años
1
2
3
4
5
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Unidad
P entrega
PINO
E entrega
PINO
P entrega
YAGUAR
Pent
total YAG
E entrega
YAGUAR
Eent
total YAG
P entrega
AGUADA
E entrega
AGUADA
-1290
-1279
-1269
-1259
-1249
-1239
-1229
-1219
-1209
-1200
-1190
-1181
-1171
-1162
-1152
-1143
-1134
-1125
-1116
-1107
-1098
-1089
-1081
-1072
-1063
kW
-17410
17270
17132
16995
-16859
-16590
-945
16458
-938
16326
-930
16195
-923
16066
-915
15937
-908
15810
-901
15683
-894
15558
-886
15433
-879
15310
-872
15188
-865
15066
-858
14946
-852
14826
-845
14707
-838
14590
-831
14473
-825
14357
-818
kW.h
-961
16724
-953
-3844
-3812
-3780
-3752
-3720
-3692
-3660
-3632
-3604
-3576
-3544
-3516
-3488
-3460
-3432
-3408
-3380
-3352
-3324
-3300
-3272
kW
-12969
12865
51460
-12762
12660
50640
-2344
12559
50236
-2326
12458
49832
-2307
12358
49432
-2289
12260
49040
-2270
12161
48644
-2252
12064
48256
-2234
11968
47872
-2216
11872
47488
-2199
11777
47108
-2181
11683
46732
-2163
11589
46356
-2146
11497
45988
-2129
11405
45620
-2112
11313
45252
-2095
11223
44892
-2078
11133
44532
-2062
11044
44176
-2045
kW.h
31650
31396
31145
30896
30649
30404
30160
29919
29680
29442
29207
28973
28741
28511
28283
28057
27833
27610
kW.h
-2438
-2419
-2399
-2380
-2361
-2342
-2323
-2305
-2286
-2268
-2250
-2232
-2214
-2196
-2179
-2161
-2144
-2127
kW
16326
-1861
16195
-1846
16066
-1831
15937
-1816
15810
-1802
15683
-1787
15558
-1773
15433
-1759
15310
-1745
15188
-1731
15066
-1717
14946
-1703
14826
-1690
14707
-1676
14590
-1663
14473
-1649
14357
-1636
kW.h
-51876
-51048
-2363
-31905
kW
kW.h
kW
12:00 PM
PSFV
PINO
SOLO
PINO CON 4
YAGUARAMAS
P entrega
PINO
E entrega
PINO
P entrega
YAGUAR
Pent
total YAG
E entrega
YAGUAR
Eent
total YAG
P entrega
AGUADA
E entrega
AGUADA
-2579
-2559
-2538
-2518
-2498
-2478
-17410
17270
17132
16995
-16859
-16590
-1921
16724
-1906
-1891
16458
-1876
-7684
-7624
-7564
-7504
-7444
-7384
-7324
-7264
-7208
-7148
-7092
-7036
-6980
-6924
-6868
-6812
-6760
-6704
-6652
-6596
-6544
kW
-12969
12865
51460
-12762
12660
50640
-4689
12559
50236
-4651
12458
49832
-4614
12358
49432
-4577
12260
49040
-4541
12161
48644
-4504
12064
48256
-4468
11968
47872
-4432
11872
47488
-4397
11777
47108
-4362
11683
46732
-4327
11589
46356
-4292
11497
45988
-4258
11405
45620
-4224
11313
45252
-4190
11223
44892
-4157
11133
44532
-4123
11044
44176
-4090
kW.h
31650
31396
31145
30896
30649
30404
30160
29919
29680
29442
29207
28973
28741
28511
28283
28057
27833
27610
kW.h
-51876
PINO CON 4
YAGUARAMAS
Y AGUADA
-2458
-51048
-4727
-31905
71
kW
kW.h
kW
kW.h
Anexo 9: Tabla del análisis económico preliminar de la conexión del PSFV El Pino 2,6 MWp.
Tabla de inversión total y costos de mantenimiento y explotación de la variante 13 KV.
Inversión
CABLES
precio
MLC($/kg)
4,39
4,39
precio MN
($/kg)
0,69
0,69
precio
MLC(u)
4,89
precio MN
(u)
20,89
precio MT(u)
25,78
precio
MLC(u)
4,89
precio MN
(u)
20,89
precio MT(u)
12,37
precio
MLC(u)
11,94
precio MN
(u)
0,43
Cantidad
precio MT(u)
precio
MLC(u)
precio MN
(u)
557
15033,43
26,99
25,47
1,52
precio MT(u)
146,05
precio
MLC(u)
125,83
precio MN
(u)
20,22
tipo de cable
3 fase AAAC-78 mm²
1 neutro AAAC-78 mm²
Valor inversión en cables
peso (kg/m)
0,228
0,228
69494,4
POSTES
Valor inversión en postes
Cantidad
185
4769,3
CRUCETAS DE 8 PIES
Valor inversión en crucetas
Cantidad
188
4846,64
AISLADORES SUSPENSIÓN POLÍMEROS
Para dos remates
Valor inversión en aisladores
Cantidad
6
74,22
AISLADORES PEDESTAL POLÍMEROS
para 185 postes tipo A x 3 fases mas 2
puentes
Valor inversión en aisladores
CUCHILLA 13 kV monofásica
Valor inversión en cuchilla
Valor total de la inversión
Cantidad
1
438,15
94656
precio
MT($/kg)
5,08
5,08
longitud (m)
15000
15000
$
separación
(m)
precio MT(u)
80
25,78
$
Monedas
MT
MLC
MN
Costo de
la energía
($/kWh)
0,3877
(CUC/kWh)
0,131
(CUP/kWh)
0,2567
$
$
$
$
$
Gastos
MANTENIMIENTO
1 día 6 brigadas
Gasto de salario por brigada
Gasto de
combustible
Gasto total
Costos de mantenimiento total
Gasolina especial
Petróleo
1389,42
1704,42
km/litro
km/litro
$
$
precio MT($)
231,57
precio MT($)
1 litro en $
6,3
10,36
315
1
0,79
km
recorridos
costo
combustible
50
315
72
Tabla de inversión total y costos de mantenimiento y explotación de la variante 33 KV.
Inversión
CABLES
tipo de cable
3 fase AAAC-158 mm²
1 neutro AAAC-78 mm²
Valor inversión en cables
POSTES
Valor inversión en postes
CRUCETAS DE 8 PIES
Valor inversión en crucetas
AISLADORES SUSPENSIÓN POLÍMEROS
Para dos remates
Valor inversión en aisladores
AISLADORES PEDESTAL POLÍMEROS
2 crucetas tipo A x 3 fases mas 2 puentes
Valor inversión en aisladores
CUCHILLA 33 kV monofásica
Valor inversión en cuchilla
Valor total de la inversión
peso (kg/m)
0,459
0,228
929,631
Cantidad
3
1115,31
Cantidad
6
208,86
Cantidad
6
129,24
longitud (m)
100
100
$
separación
(m)
80
$
precio MT($/kg) precio MLC($/kg) precio MN ($/kg)
5,91
5,09
0,82
5,08
4,39
0,69
precio MT(u)
371,77
precio MLC(u)
41,94
precio MN (u)
329,83
precio MT(u)
34,81
precio MLC(u)
22,13
precio MN (u)
12,68
precio MT(u)
21,54
precio MLC(u)
19,55
precio MN (u)
1,99
precio MT(u)
30,8
precio MLC(u)
28,76
precio MN (u)
2,04
precio MT(u)
160,75
precio MLC(u)
141,61
precio MN (u)
19,14
precio MT($)
1 litro en $
km recorridos
0,1
6,3
10,36
0,63
1
0,79
costo combustible
0,63
$
$
8
246,4
Cantidad
1
482,25
3111,69
$
$
$
Gastos
MANTENIMIENTO
1/2 día 1 brigada
Gasto total
Gasto total
Costos de mantenimiento total
Gasto de salario por brigada
115,79
Gasto de
combustible
Gasolina
especial
Petróleo
115,79
116,42
precio MT($)
231,57
$
km/litro
km/litro
$
$
73
Tabla de los resultados del análisis costo beneficio en la variante 13 kV.
Años n
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Ahorro pérdidas de energía al año ($)
4321
4321
4321
4321
9299
10314
20470
21306
22132
22949
23755
24542
25328
26095
Valor total de la inversión
Costos de mantenimiento y exp. total
anual
94656
92040
89423
86807
84190
76596
67986
49221
29619
9191
12053
9998
12839
10784
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
Beneficios=Ahorro-Inversión-Costos
-92039,66
-89423,17
-86806,69
-84190,20
-76595,72
-67985,72
-49220,61
-29619,19
-9191,42
12052,74
9997,86
12839,26
10784,38
13605,88
Tasa de interés k
0,07
(1+k)^n
1,07
1,14
1,23
1,31
1,40
1,50
1,61
1,72
1,84
1,97
2,10
2,25
2,41
2,58
-86018,37
2285,34
2135,83
1996,10
5414,76
5737,20
11685,97
11408,20
11111,35
10799,45
10476,08
10139,95
9802,97
9458,96
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
TOTAL
26851
27608
28345
29072
29798
30515
31222
31919
32596
33283
33960
558641,12 Beneficio total
13606
11541
14363
12278
15089
13005
15806
13711
16503
14388
17190
94656,14 inv. inicial
VAN($)
4044,33
TIR
7%
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
1704,42
42610,50 costo total
11541,04
14362,53
12277,78
15089,32
13004,57
15806,15
13711,44
16503,07
14388,45
17190,04
15065,46
421374,48 B.neto total
2,76
2,95
3,16
3,38
3,62
3,87
4,14
4,43
4,74
5,07
5,43
9114,40
8774,43
8433,64
8096,94
7768,19
7445,24
7128,89
6819,81
6516,47
6225,59
5943,05
Tabla de los resultados del análisis costo beneficio en la variante 33 kV.
Años n
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Ahorro pérdidas de energía al año ($)
2011
2011
2011
2011
7178
8224
18419
19285
20151
20997
21824
22650
23466
24263
Valor total de la inversión
Costos de mantenimiento y exp. total
anual
3112
1217
678
1217
678
6384
1723
16579
2589
17445
3436
18272
4262
19088
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
Beneficios=Ahorro-Inversión-Costos
-1216,99
677,70
1216,99
677,70
6384,16
1723,08
16579,10
2589,25
17445,27
3435,51
18271,62
4261,86
19088,01
5058,34
Tasa de interés k
0,07
(1+k)^n
1,07
1,14
1,23
1,31
1,40
1,50
1,61
1,72
1,84
1,97
2,10
2,25
2,41
2,58
-1137,38
1654,90
1546,64
1445,46
5035,01
5402,20
11397,68
11156,16
10897,46
10614,73
10312,90
10005,14
9689,37
9364,37
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
TOTAL
25049
25836
26602
27359
28106
28852
29589
30306
31013
31720
32427
511360,07 Beneficio total
VAN($)
176265,43
TIR
163%
5058
19875
5845
20641
6602
21388
7348
22125
8065
22831
8772
3111,69 inv. inicial
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
116,42
2910,38 costo total
19874,54
5844,87
20641,15
6601,52
21387,85
7348,22
22124,59
8065,05
22831,47
8771,93
23538,35
505338,01 B.neto total
2,76
2,95
3,16
3,38
3,62
3,87
4,14
4,43
4,74
5,07
5,43
9036,82
8712,05
8384,79
8060,12
7739,29
7425,95
7118,07
6814,20
6517,53
6230,50
5953,14
74