ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL...2.5.1 Breve Descripción del Programa Neplan para Análisis de...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

“ESTUDIO Y PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓ N ELÉCTRICA DEL CANTÓN LA MANA JURISDICCIÓN DE LA

EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL DE COTOPAXI (ELEPCO S. A.) UTILIZANDO EL PROGRAMA NEPLAN”

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO ELÉCTRICO

QUISPE TOAPANTA VICENTE JAVIER [email protected]

DIRECTOR: ING. MIGUEL A LUCIO CASTRO [email protected]

QUITO, JUNIO 2009


DECLARACIÓN Yo QUISPE TOAPANTA VICENTE JAVIER declaro bajo juramento que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

______________________

QUISPE TOAPANTA VICENTE XAVIER


CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por QUISPE TOAPANTA

VICENTE JAVIER, bajo mi supervisión.

________________________ ING. MIGUEL LUCIO

DIRECTOR DEL PROYECTO


AGRADECIMIENTO

Un sincero agradecimiento a mi Director de Tesis Ing. Miguel Lucio por su aporte

realizado a este Proyecto de Titulación

Gracias al Personal de la Empresa Eléctrica ELEPCO SA, en especial a los

Ingenieros Santiago Medina y Carlos Saavedra por su ayuda desinteresada

Finalmente gracias a quienes de una o de otra manera contribuyeron en la

elaboración del presente Proyecto


DEDICATORIA

Con todo amor a mis padres y hermanos por los sacrificios que han realizado a lo

largo de toda su vida, apoyándome con abnegación y esfuerzo para que pueda

culminar mis estudios universitarios, con el objetivo de ser un nuevo profesional

y así desde mi campo aportar al desarrollo del país que me ha brindado la

oportunidad de formarme.


CONTENIDO

CAPITULO 1 : OBJETIVOS Y ALCANCE 1.1 INTRODUCCIÓN 2 1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE 3

1.2.1 Objetivos 3

1.2.2 Alcance 4

1.2.3 Justificación del Proyecto 5

CAPITULO 2 : ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)

2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO S.A 8

2.1.1 Área de Concesión 8

2.1.2 Fuentes de Suministro 9

2.1.2.1 Generación local 10

2.1.2.2 Nodos del SNI (Sistema Nacional Interconectado) 10

2.1.3 Sistema de Sub-transmisión ELEPCO 11

2.1.4 Sistema de Distribución Primario ELEPCO 12

2.1.5 Descripción del Sistema Eléctrico de EMELGUR 14

2.1.5.1 Área de Concesión 14

2.1.5.2 Nodos de Alimentación 15

2.1.5.3 Descripción del Sistema actual 15

2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS DE ELEPCO S. A 19

2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 21

2.3.1 Área de Estudio 1 (ELEPCO) 21

2.3.2 Área de Estudio 2 (EMELGUR) 23

2.4 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN 23

2.4.1 Información para el Área de Estudio 1 24

2.4.1.1 Información de las Centrales del Sector Occidental 24

2.4.1.2 Información de Transformadores de Potencia 24

2.4.1.3 Información de las Líneas de Distribución 25

2.4.1.4 Información de los Sectores de alta concentración de Carga 26

2.4.2 Información para el Área de Estudio 2 27

2.4.2.1 Levantamiento Georeferenciado del Sistema de Distribución

del Cantón La Mana 27 2.4.2.2 Descripción del Sistema de Distribución del Cantón La Mana

(EMELGUR) 28

2.4.2.3 Descripción del Sistema de Distribución de los

Alrededores del Cantón La Mana (ELEPCO) 30

2.5 MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 31

2.5.1 Breve Descripción del Programa Neplan para Análisis de Sistemas

de Redes Eléctricas 31


2.5.2 Modelación del Sistema de Distribución 40

2.5.3 Simulación del Sistema de Distribución 42 2.5.3.1 CASO 1 42

2.5.3.2 CASO 2 43

2.5.3.3 CASO 3 43

2.5.3.4 CASO 4 43

2.6 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA 44

2.6.1 Simulación del Caso 1 45

2.6.1.1 CASO 1 – Demanda Mínima 45

2.6.1.2 CASO 1 – Demanda Máxima 48







2.6.4 Simulación Caso 4 59

2.7 ESTUDIO DE PÉRDIDAS 62

2.7.1 Pérdidas No Técnicas 62

2.7.2 Pérdidas Técnicas 62

2.7.2.1 Pérdidas Técnicas - Caso 1 63




2.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS 71

2.8.1 Cortocircuitos en Nodos del Sistema Occidental Concesión ELEPCO 72

2.8.2 Cortocircuitos en Líneas del Sistema Occidental Concesión ELEPCO 76

2.8.3 Cortocircuitos en el Alimentador La Mana concesión EMELGUR 79

2.9 CONCLUSIONES DEL DIAGNOSTICO 84

CAPITULO 3 : PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA 88

3.1.1 Métodos Perspectivos 88

3.1.2 Métodos Normativos 89

3.1.3 Métodos de Confrontación Oferta – Demanda 89

3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO 89

3.2.1 Proyección de la Demanda del Sistema de Distribución Zona

Occidental por Secciones 91

3.2.2 Proyección de la Demanda del Alimentador Cantón La Mana 93

3.2.3 Proyección de la Demanda Global del Sistema de Distribución

de la Zona Occidental (ELEPCO) 94

3.2.4 Comparación de la Proyección de la Demanda 97

3.3 SIMULACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PROYECTADOS 97

3.3.1 Generación Total Y Pérdidas 98

3.3.2 Niveles de Voltajes en Nodos Del Sistema 98

3.3.3 Niveles de Cargabilidad por Elementos Del Sistema 99


CAPITULO 4 : PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA 4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE PRIMARIOS Y.

SUBESTACIONES 102

4.1.1 Introducción 102 4.1.2 Modificación del Área de influencia de Primarios 103

4.1.2.1 Línea Angamarca – Zumbahua 103

4.1.3 Área de influencia de Sub-Estaciones 106

4.1.3.1 Sub-Estación La Mana 106

4.1.3.2 Simulación S/E La Mana 107

4.1.4 Simulación del Sistema de Distribución Occidental a 22.8 KV 111

4.2 CAMBIO DE CONDUCTORES 114

4.3 ANÁLISIS DE PROTECCIONES 114

4.3.1 Introducción 115

4.3.1.1 Causas de Fallas 115

4.3.1.2 Tipos de Fallas 115

4.3.2 Criterios de Protecciones 116

4.3.2.1 Protección de Transformadores 116

4.3.2.2 Protección de Líneas 116

4.3.2.3 Protección de Generadores 117

4.3.3 Coordinación de Protecciones 117

4.3.3.1 Coordinación de Protecciones de Distancia 117

4.3.3.1.1 Relé de Distancia San Rafael 118

4.3.3.1.2 Relé de distancia El Estado 119

4.3.2.1.3 Relé de Distancia Quinsaloma 120

4.3.3.2 Coordinación de protecciones de Sobrecorriente de los

Transformadores 121

4.3.3.2.1 Relé de Sobrecorriente – Trafo 1 S/E San Rafael 122

4.3.3.2.2 Relé de Sobrecorriente – Trafo 2 Central El Estado 123

4.3.3.2.3 Relé de Sobrecorriente – Trafo 3 Central Quinsaloma 124

4.3.3.2.4 Relé de Sobrecorriente – Trafo 4 Central Angamarca 125

4.4 SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS 126

4.4.1 Montaje de un banco de Capacitores 127 4.4.2 Montaje de la S/E La Mana 128

4.4.3 Montaje de la Línea Angamarca – Zumbahua 128

4.5 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES 131

4.5.1 Año 2009 131

4.5.2 Año 2010 132

4.5.3 Año 2011 132

4.5.4 Año 2012 133

4.5.5 Año 2013 133

CAPITULO 5 : ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA 5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA 137


5.1.1 Justificación Técnica 137

5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS 139 5.2.1 Costo del Sistema de Distribución del Cantón La Mana 139

5.2.2 Costos del banco de Capacitores 140

5.2.3 Costo de la Línea Calope – La Mana 69 Kv 140

5.2.4 Costo de la Línea Angamarca – Zumbahua 13.8 Kv 140

5.2.5 Costo de la Repotenciación Central Angamarca 142

5.2.6 Costo de La S/E La Mana 142

5.3 RELACIÓN BENEFICIO-COSTO 144

5.3.1 Alimentador La Mana concesión EMELGUR 144

5.3.2 Sistema Occidental concesión ELEPCO 145

CAPITULO 6 : CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES GENERALES 148

6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS 149

6.3 RECOMENDACIONES 151

BIBLIOGRAFÍA 153

ANEXOS

ANEXO 1:

1.1 Historial Demanda de Potencia Máxima y Mínima en Sub-Estaciones de ELEPCO 2007

1.2 Historial Demanda de Potencia Máxima en la S/E San Rafael 2007 - 2008

ANEXO 2: Parámetros Eléctricos y Mecánicos de Centrales de Generación y Transformadores de

Potencia del Sistema de Distribución Occidental

ANEXO 3: Inventario de materiales y Georeferenciado del Alimentador La Mana concesión

EMELGUR

ANEXO 4: Inventario de materiales y Georeferenciado de los Alrededores del Cantón La Mana

concesión ELEPCO

ANEXO 5: FLUJOS DE POTENCIA

5.1 CASO 1: Demanda Máxima y Mínima

5.2 CASO 2: Demanda Máxima y Mínima

5.3 CASO 3: Demanda Mínima

5.4 CASO 4: Alimentador La Mana (EMELGUR)

ANEXO 6: CORTOCIRCUITOS

6.1 NODOS ELEPCO: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica

6.2 LINEAS ELEPCO: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica

6.3 NODOS EMELGUR: Falla Monofásica y Trifásica

6.4 LÍNEAS EMELGUR: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica

ANEXO 7: FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PROYECTADOS


ANEXO 8: FLUJOS DE POTENCIA CON NIVEL DE VOLTAJE A 22,8 KV

ANEXO 9: FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PLANIFICADOS

ANEXO 10: COSTOS DE LAS ALTERNATIVAS PLANIFICADAS

10.1: Alimentador La Mana (EMELGUR)

10.2: Línea Calope – La Mana 69 KV

10.3: Línea Angamarca – Zumbahua 13,8 Kv

ANEXOS GRAFICOS ANEXO AUTOCAD 1: Diagrama Unifilar Sistema de Sub-Transmisión EMELGUR

ANEXO AUTOCAD 2: Alimentador Cantón La Mana concesión EMELGUR

ANEXO AUTOCAD 3: Redes de Distribución Alrededores de La Mana concesión ELEPCO

ANEXO AUTOCAD 4: Diagrama Unifilar del Sistema de Distribución Occidental

ANEXO AUTOCAD 5: Diagrama Unifilar del Sistema de Distribución Occidental Casos de Estudio

ANEXO AUTOCAD 5.1: Caso 1



ANEXO AUTOCAD 6: Diagrama de Conexiones Trasformador S/E La Mana

ANEXO AUTOCAD 7: Curvas de Relés de Sobrecorriente y Fusible

ANEXO GRAFICO 8: Sistema de Distribución Occidental NEPLAN

ANEXO GRAFICO 9: Sistema de Distribución Alimentador La Mana NEPLAN

ANEXO MAGNÉTICO: Planos de Anexo Auto CAD 2 y Auto CAD 3


RESUMEN

En el presente proyecto de titulación se realiza una simulación de la

operación del sistema de distribución de la zona occidental de la provincia de

Cotopaxi concesión de la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi (ELEPCO

S.A) en condiciones de demanda mínima y máxima, permitiendo con esta

información efectuar un estudio de la situación actual, determinar las perspectivas

del crecimiento de la demanda hasta el año meta 2013, planteando soluciones a

los problemas detectados para mejorar condiciones de operación de dicho

sistema eléctrico.

Se realiza una simulación del alimentador La Mana concesión de la Empresa

Eléctrica Guayas Los Ríos (EMELGUR) desde condiciones de operación de la

empresa eléctrica ELEPCO considerando un posible traspaso de carga entra las

dos empresas.

Para solventar los problemas encontrados se `proponen el montaje de la S/E

La Mana en el cantón del mismo nombre, la ubicación de un banco de capacitores

en el sector de Zumbahua (paramo occidental) y finalmente se propone una

repotenciación de la Central Angamarca.

Es conveniente que las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben planificar

de mejor manera sus sistemas eléctricos, ya que en este caso se hubiera elegido

un nivel de voltaje 22.8 Kv para operar el sistema occidental de ELEPCO

obteniendo mejores condiciones de operación, en la actualidad presenta

problemas considerables debido a su voltaje de operación 13,8 Kv.

La utilización del paquete computacional NEPLAN constituye una verdadera

herramienta para planificar de mejor manera los sistemas eléctricos gracias a la

variedad de funciones para realizar simulaciones en diferentes campos de

análisis, como flujos de potencia, cortocircuitos, elementos de protección,

estabilidad, etc.


CAPITULO 1

OBJETIVOS Y ALCANCE

1.1 INTRODUCCIÓN 1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE


OBJETIVOS Y ALCANCE

1.1 INTRODUCCIÓN

El Sistema Eléctrico de Potencia en el país presenta inversiones económicas

asignadas de la siguiente manera: 35% - 55% destinadas a Generación, 10% -

15% destinadas a Sub.-Estaciones Elevadoras o Reductoras , 15% - 25%

destinadas a Transmisión, 40% - 60% destinadas a Distribución y 5% - 10%

destinadas a otras actividades, el mayor porcentaje esta asignado a los sistemas

de distribución es por ello la importancia de tener una mejor optimización de los

recursos económicos con correctas políticas de planificación.

Debido al olvido por parte de las Empresas Eléctricas de nuestro país con

relación a realizar una debida planificación de cada uno de los Sistemas

Eléctricos de Sub-Transmisión y Distribución que están bajo su concesión, dichas

empresas están en la obligación de planificar su Sistema Eléctrico con el afán de

satisfacer la demanda de Potencia y Energía Eléctrica con índices de calidad y

eficiencia del servicio eléctrico para todos los usuarios que lo requieran.

El presente estudio corresponde a un análisis de la situación actual y su

posterior planeamiento del sistema de distribución de la Zona Occidental

concesión de ELEPCO S.A y del Cantón La Mana concesión de EMELGUR, los

alrededores de este cantón son abonados de la empresa eléctrica ELEPCO, todo

este estudio con la finalidad de establecer la demanda de Potencia y Energía

Eléctrica a largo plazo, en base a recopilación de información de registros de

demanda de Potencia y Energía existentes en los años anteriores.

La falta de planificación en las Empresas Distribuidoras ha provocado la

toma de decisiones apresuradas que han generado condiciones de operación


poco eficientes para cada uno de los Sistemas Eléctricos, lo que ha encadenado

en sistemas con altas pérdidas de potencia y energía, voltajes fuera de los limites

de regulación permitidos, sobredimensionamiento y en otros casos sobrecarga en

conductores y transformadores.

Por lo tanto es importante rescatar el hecho de regresar a la planificación de

los Sistemas Eléctricos ya que permiten optimizar los recursos técnico-

económicos de una manera que sea conveniente para cada uno de los usuarios

como para las Empresas Distribuidoras.

La Empresa Eléctrica Regional de Guayas Los Ríos S.A (EMELGUR)

abastece de servicio eléctrico al Cantón la Mana mediante un alimentador que

parte de la S/E Valencia que pertenece a esta empresa. Este cantón aunque

pertenece a la provincia de Cotopaxi esta fuera de la zona de concesión de la

Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi S.A (ELEPCO) la cual se ve en la

necesidad de planificar su sistema eléctrico de distribución del sector occidental

incluyendo esta zona de estudio, pues a futuro, estas redes serán operadas por

ELEPCO S. A. a través de la S/E La Mana diseñada para 20 MVA.

1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE

1.2.1. OBJETIVOS

1.2.1.1 Objetivo General

• Tener conocimiento de la operación, comportamiento y equipamiento

del sistema de distribución de la zona occidental (ELEPCO) y el Cantón

La Mana (EMELGUR), además realizar la planificación del Sistema de

Distribución para una expansión optimizada del sistema en los próximos

años.


1.2.1.2 Objetivos Específicos

• Realizar un estudio de las condiciones de operación y comportamiento

actual del Sistema de Distribución de la zona occidental y lo

correspondiente al Cantón La Mana.

• Realizar un inventario Geo-referenciado del equipamiento de

transformación y distribución de energía eléctrica que dispone el

sistema del sector occidental y el cantón La Mana.

• Estimar la demanda de potencia y energía futura para el Cantón la

Mana (EMELGUR) y zona occidental (ELEPCO) con la debida

aplicación del método de planificación.

• Plantear alternativas de mejoramiento del sistema de distribución de los

casos en estudio tanto para la condición de operación actual como la

proyectada.

• Establecer el costo de inversión que debería realizar la empresa

Eléctrica Provincial de Cotopaxi para satisfacer la demanda futura en el

cantón La Mana.

1.2.2. ALCANCE

Este proyecto pretende aplicar los conceptos de planificación de sistemas de

distribución de energía eléctrica para determinar la demanda de potencia y

energía futura de las zonas de estudio.

Simular los sistemas de distribución en estudio en el programa

computacional NEPLAN utilizando toda la información que se requiera para

obtener una simulación muy próxima a la realidad del sistema.


Se considera realizar el análisis del sistema de distribución actual de las

zonas en estudio para efectuar el diagnostico del comportamiento en operación

del Sistema de Distribución proporcionándose alternativas para su mejoramiento.

Mediante un análisis técnico-económico estimar el costo de inversión que se

debe realizar para satisfacer la demanda proyectada una vez realizada la

planificación del sistema de distribución, además establecer el tiempo de

recuperación de la inversión por parte de la Empresa Eléctrica Provincial de

Cotopaxi ( ELEPCO S.A.).

Obtener los beneficios de una correcta planificación del sistema de

distribución, presentando condiciones de operación de una manera más eficiente

y con un mejor rendimiento técnico y económico.

1.2.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

La Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi S. A. (ELEPCO) pretende a

futuro satisfacer la demanda que requiere el Cantón La Mana que en la actualidad

está siendo abastecida por la Empresa eléctrica Regional Guayas Los Ríos S. A.

(EMELGUR), para lo cual debe cumplir requerimientos técnicos y económicos que

justifiquen la inclusión de este Cantón a su área de concesión.

Por lo tanto la importancia del presente estudio constituye de gran utilidad

para la empresa, es por ello que se requiere varias actividades que se deben

desarrollar.

El presente trabajo comprende el estudio, actualización y planificación de la

red de distribución eléctrica de la zona occidental (ELEPCO), el Cantón La Mana

(EMELGUR), información que es de gran utilidad en las actividades dinámicas a

desarrollar.


Dado el vertiginoso crecimiento que mantiene el sistema en estudio, es

necesario realizar una verificación de las condiciones de funcionamiento del

mismo a fin de establecer las mejoras alternativas de servicio eléctrico de la zona

para condiciones de operación actual y para los próximos años.

Se conoce que la zona del Cantón La Mana concesión EMELGUR tiene un

gran crecimiento agrícola , industrial y turístico, lo que representa un incremento

poblacional que ha generado una expansión de su zona urbana en forma

desordenada con un crecimiento de su demanda sin ninguna proyección y

planificación debido a la presencia de locales comerciales, residenciales,

hosterías y desarrollo ornamental del Cantón, también existen zonas periféricas

muy alejadas de la urbe que se sirven de energía eléctrica con alimentadores

monofásicos muy extensos, y otros sectores especiales de la urbe que requieren

el servicio eléctrico, por ello es imperiosa la necesidad de realizar un estudio para

tener fundamentos técnicos para una mejor planificación si se da una posible

inclusión de este cantón al sistema de distribución occidental (ELEPCO).

ELEPCO presenta abonados en los alrededores del Cantón La Mana, se

considera que sus habitantes presentan costumbres y culturas muy parecidas lo

que puede ayudar a realizar el presente estudio, ya que la información fue muy

restringida por parte de la empresa eléctrica EMELGUR.

Los usuarios del Cantón La Mana que pertenecen a ELEPCO están

ubicados en la zona occidental de la provincia de Cotopaxi muy alejada de la

capital provincial (Latacunga) donde se encuentra concentrada toda la parte

operativa del sistema de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi lo que no

permite tener un mejor conocimiento actual del comportamiento y las condiciones

de operación de sus abonados en esta zona, en los últimos años no se a

realizado un estudio de esta calidad.


CAPITULO 2

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA

DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)

2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO S.A

2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS DE ELEPCO S. A

2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

2.4 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

2.5 MODELACIÓN Y SIMULACION DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN

2.6 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA

2.7 ESTUDIO DE PÉRDIDAS

2.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS

2.9 CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO


ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA

DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)

Puesto que una parte del área de estudio (Cantón La Mana) esta

suministrada de servicio eléctrico por EMELGUR es importante a más de describir

el sistema eléctrico de ELEPCO hacer una breve descripción del sistema de

EMELGUR para poder tener mejores criterios de análisis del sistema en estudio.

La otra parte del estudio corresponde a todo la parte del sistema de

distribución occidental a 13.8 Kv concesión de ELEPCO S.A.

2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO

Si se asigne la concesión del Cantón La Mana a la empresa eléctrica

ELEPCO de ser este el caso, significa que la empresa tendrá un alimentador que

se suma a su sistema de distribución occidental, el cual estaría previsto conectar

a la S/E La Mana que se encuentra planificada por la Empresa Eléctrica.

2.1.1 ÁREA DE CONCESIÓN

La Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi ELEPCO S.A. tiene por objeto la

prestación del servicio público de electricidad en su área de concesión que

corresponde a toda la Provincia de Cotopaxi la cual es 5556 km2.

Debido a que las Instituciones que le antecedieron fueron los Servicios

Eléctricos Municipales y luego el Sistema Eléctrico Latacunga su sistema eléctrico

era muy limitada y sus redes estaban alejadas del cantón La Maná motivó que la

Empresa Eléctrica EMELGUR integre a esta zona dentro de su área de

concesión, incluyendo varios de sus recintos adyacentes tales como Chipe-

Hamburgo, El Toquillal, Tres Coronas, Manguila y San Pablo.


Razones parecidas generaron que la Empresa Eléctrica Ambato brindara

servicio en el extremo sur de la Provincia en el sector de Cunchibamba y La

Empresa Eléctrica Quito en el extremo norte.

Las Parroquias de Palo Quemado y Las Pampas pertenecientes al Cantón

Sigchos ubicadas en los confines Nor-Occidentales de Cotopaxi fueron

electrificadas por la Empresa Santo Domingo de los Colorados.

Desde el año de 1978 paralelamente a la remodelación de redes se inicia la

expansión del sistema y es así que en forma planificada y paulatina fue

extendiendo sus redes eléctricas y actualmente ha rodeado las redes de las

empresas eléctricas adyacentes impidiendo su avance.

Figura 1: Área de concesión de ELEPCO S.A.

2.1.2 FUENTES DE SUMINISTRO

El sistema eléctrico de ELEPCO S.A. cuenta con dos fuentes de suministro

de energía: la generación local y los nodos del S.N.I. desde las subestación


Ambato a 69 kV. y desde la subestación Mulaló a 138 kV. Estos nodos son los de

mayor aporte de la energía consumida.

2.1.2.1 Generación Local

Se conforma de cinco Centrales Hidroeléctricas: Illuchi 1 y 2 ubicadas en el

Cantón Latacunga, El Estado, Angamarca, estas dos Centrales pertenecen al

Cantón Pujilí y Catazacón ubicado en el Cantón Pangua.

La capacidad instalada disponible de las cinco centrales para la generación

de energía eléctrica es de 15.2 MVA. Se debe indicar que la Central Angamarca

opera su sistema de manera aislada con respecto al sistema eléctrico de

ELEPCO S.A.

En el siguiente cuadro se muestran las características de las centrales de

generación de ELEPCO S.A.

CENTRAL ILLUCHI 1 ILLUCHI 2 EL ESTADO CATAZACON ANGAMARCA

GENERACION HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA

CAPACIDAD (kVA) 5244 6500 2125 1000 375

VOLTAJE (V) 2400 2400 4160 440 4160

FRECUENCIA (HZ) 60 60 60 60 60

FP 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8

No. GRUPO 4 4 2 2 2

Año ent. Servicio 1951 1979 1986 1991 1994

Observaciones Inter. al sistema

Inter. al sistema

Inter. Al sistema

Inter. al sistema Aislado sist.

Tabla 2.1: Características de las centrales de generación de ELEPCO S.A.

2.1.2.2 Nodos Del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I)

El sistema de ELEPCO S.A. se enlaza al S.N.I a través de dos nodos

situados el uno en la subestación Mulaló y el otro en la subestación Ambato,

siendo el nodo de mayor importancia el primero por estar situado cerca al centro

de carga y con flujo de potencia que significa el 62.7 % de la energía eléctrica

disponible. Esta subestación está conectada a la línea de transmisión Pucará-

Santa Rosa a un nivel de voltaje de 138 kV. y cuenta con un transformador 50/63


MVA, que reduce el voltaje de los 138 kV. a 69 kV., el mismo que dispone de

regulación automática bajo carga.

Mientras tanto que el nodo dos normalmente abastece de energía

únicamente al Cantón Salcedo y a la fábrica de cementos ROCACEM. La

subestación Ambato se encuentra interconectada con la línea de transmisión

Pisayambo – Totoras a 138 kV. del S.N.I y cuenta con un transformador de 33/44

MVA, el mismo que reduce el voltaje de 138 kV. a 69 kV. Este no dispone de

regulación automática bajo carga

2.1.3 SISTEMA DE SUB-TRANSMISIÓN DE ELEPCO

El sistema de sub-transmisión tiene varios niveles de voltaje que van desde

los 13.8 kV hasta los 69 kV, con distancias relativamente cortas. Estos valores se

indican en el cuadro No. 2.

TRAMO VOLTAJE (KV) CONDUCTOR TIPO LONGITUD (Km)

S/E Ambato - S/E Salcedo 69 300 MCM ACSR 28

S/E Salcedo – Derv San Juan 69 300 MCM ACSR 5.79

Derv. San Juan – S/E ROCACEM 69 300 MCM ACSR 0.8

Der. San Juan – S/E SNI. Rafael 69 300 MCM ACSR 1.21

S/E Sn Rafael – S/E El Calvario 13.8 3/0 AWG ACSR 2

S/E Sn Rafael – S/E El Estado 13.8 3/0 AWG ACSR 60

El Estado – Catazacón 13.8 3/0 AWG ACSR 21.2

Illuchi 1 – S/E El Calvario 22 2 AWG Cu 9

Illuchi 2 – S/E El Calvario 13.8 477 MCM ACSR 7.65

S/E Sn. Rafael – Deriv Laygua 69 266.8 MCM ACSR 9

Deriv. Laygua - S/E la Cocha 69 266.8 MCM ACSR 6

Deriv. Laygua – S/E Mulaló 69 266.8 MCM ACSR 9

S/E Mulaló – S/E Lasso 69 266.8 MCM ACSR 6.5

S/E Lasso – S/E Sigchos 69 266.8 MCM ACSR 33.6

Tabla 2.2 : Características del sistema de subtransmisión ELEPCO S.A


2.1.4 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

PRIMARIO DE ELEPCO

El sistema de distribución primario cuenta en la actualidad con dos niveles

de voltaje 6.3. kV. y 13.8 kV siendo todos sus alimentadores de tipo radial.

En la actualidad el sistema de 6.3. kV se tiene únicamente en la subestación

El Calvario con su salida No. 1, el resto de alimentadores ya han sido cambiados

a 13.8 kV, actualmente se está construyendo un alimentador para cambiar

completamente el sistema de 6.3 kV. a 13.8 kV., con lo que desparecería

definitivamente éste nivel de voltaje.

A continuación se realiza una descripción de cada una de las siete

subestaciones de ELEPCO S.A.

2.1.4.1 Subestación Salcedo

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 MVA y presenta

cuatro alimentadores a un nivel de voltaje de 13.8 kV.

• Alimentador Norte Oriente de Salcedo

• Alimentador Centro de Salcedo

• Alimentador Sur

• Alimentador Occidente de Salcedo

2.1.4.2 Subestación San Rafael

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10/13 MVA. Tiene tres

salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV.

• Alimentador # 0201 Brigada Patria – Once de Noviembre.

• Alimentador # 0202 Niágara – Pujilí.

• Interconexión con La Central el Estado.

2.1.4.3 Subestación el Calvario

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 3x1.75 MVA y 1x 4/5.2

MVA, tiene tres salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV. A excepción de la

salida uno que tiene un nivel de voltaje de 6.3 kV.


• Alimentador Avenida Sur y Centro Sur 6.3 Kv

• Alimentador norte La Estación 13.8 Kv

• Alimentador # 0101 Oriental 13.8 Kv

• Alimentador # 0102 Industrial Sur 13.8 Kv

• Alimentador Central Illuchi Uno 2.4 Kv

• Alimentador de Llegada 22 Kv

• Alimentador # 0103 líneas subterráneas 13.8 Kv

2.1.4.4 Subestación La Cocha

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10/12.5 MVA, tiene cinco

salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV. A excepción de la salida dos que se

encuentra desconectada en la actualidad.

• Alimentador # 0601 Yugsiloma Colatoa

• Alimentador # 0602 Isimbo 2

• Alimentador de Interconexión con la S/E El Calvario a 13.8 Kv

• Alimentador # 0604 Base Aérea Cotopaxi

2.1.4.5 Subestación Mulaló

Tiene una capacidad instalada de 10/12.5 MVA con cinco alimentadores de

distribución a 13.8 kV. De los cuales el alimentador No. 3 no esta habilitado.

• Alimentador # 0401 Industria Lasso Mulalo

• Alimentador # 0402 Tanicuchi.

• Alimentador # 0403 Saquisilí – Guaytacama

• Alimentador # 0404 Oriente Subestacion Joseguango Bajo

• Alimentador # 0405 Fca. Aceropaxi.

2.1.4.6 Subestación Lasso

Esta subestación tiene dos transformadores de 10/12.5 MVA (T1) y 20 MVA

(T2), de los cuales se derivan tres salidas a 13.8 kV. de cada uno.

• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0502, 5218-12 San Agustín de Callo.

• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0504, 5218-14 Pastocalle Toacazo

• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0505, 5218-125 Textiles Rio Blanco

• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0504*, 5218-124 Norte – Centro Lasso


• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0505, 52L8-L25 ACOSA

• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0506, Familia SANCELA

2.1.4.7 Subestación Sigchos

La subestación Sigchos es la más reciente incorporada al Sistema Eléctrico

Cotopaxi, con una capacidad instalada de 5 MVA.

Esta subestación posee un solo alimentador que abastece a todo el cantón

Sigchos

2.1.5 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EMELGUR S.A

2.1.5.1 Área de Concesión

El área de servicio de EMELGUR cubre las poblaciones que pertenecen a 4

provincias, conforme se detalla a continuación:

En la Provincia de GUAYAS; 14 cantones: Duran, Samborondón, Salitre,

Daule, Lomas de Sargentillo, Pedro Carbo, Santa Lucia, Palestina, Colimes,

Balzar, El Empalme, Isidro Ayora, Nobol, y la parroquia Puna del Cantón

Guayaquil.

En la provincia de Los Ríos, los cantones: Quevedo, Buena Fe, Valencia,

Mocache y parte de Baba, Vinces, Palenque y Ventanas; en la Provincia del

Cotopaxi, parte de los cantones La Mana y Pangua; en la Provincia de Manabí, el

suororiente del cantón Pichincha.

El area total de servicio cubre 10.511 Km 2 de los cuales el 75% pertenecen

a la provincia del Guayas, el 24% a la provincia de Los Ríos y el 1% a otras

provincias. Dicha Superficie tiene una población estimada de 1’007.015 habitantes

y presenta una densidad poblacional de 95,8 habitantes/Km2.


2.1.5.2 Nodos de Alimentación

EMELGUR tiene cuatro puntos de alimentación del Sistema Nacional

Interconectado (S.N.I.), a través de las Subestaciones de TRANSELECTRIC: Dos

Cerritos, Quevedo, Milagro y Pascuales.

Sin embargo, debido a un daño en el transformador OHIO de 138/69 KV de

la Subestación Pascuales de TRANSELECTRIC, a pedido de la Empresa

Nacional de transmisión a partir del 1º de marzo del 2005, la Transmisión Daule

fue transferida de Pascuales a la Trasmisión LT1 de la Subestación Dos cerritos

de EMELGUR, hasta la adquisición, instalación y puesta en operación por parte

de TRANSELECTRIC del transformador averiado, Esta información se indica en

el siguiente cuadro:

S/E TRANSELECTRIC TRANSMISIÓN COBERTURA

Dos Cerritos

LT1: Puntilla La Aurora, Puntilla

LT2: Samborondón Samborondón

LT3: El Recreo 1 Durán

LT4: El Recreo 2 Durán

Pascuales

Daule

Daule, Pedro Carbo

Palestina, Balzar, Salitre

Lomas Sargentillo, Isidro Ayora

La Toma Interagua

CEDEGE Cliente regulado a 13.8 Kv

Quevedo

Quevedo Norte Quevedo, Buena Fe,

Valencia, La Mana

Quevedo Sur Quevedo, El Empalme

Mocache, Pichincha, Daule Peripa

Milagro Montero

Grandes Consumidores:

Expalsa, Plastigama

Promariscos, Pronaca

Duran

Tabla 2.3: Característica de los puntos de alimentación a EMELGUR

2.1.5.3 Descripción del Sistema Actual

El 13 de diciembre del 2005, EMELGUR contó con 369.5 Km. de líneas de

Subtransmisión, 195/224 MVA repartidos en 19 Subestaciones de distribución,

2.880 km de líneas de distribución 1734.8 Km. de redes de bajo voltaje. El

sistema de generación aislado en la Isla Puna consiste en Plantas termoeléctricas


a diesel con dos maquinas marca CUMMINS de 560 KW y una maquina marca

Caterpillar de 350 KW, que entraron en operación el 18 de agosto de 1998 y

octubre de 1999 respectivamente, para sustituir a los viejos generadores y operar

en forma alternada en Puná Nueva así como otra planta Termoeléctrica a diesel

con una máquina marca KHOLER de 100 KW en Campo Alegre. La descripción

del sistema se encuentra más resumida en el siguiente cuadro:

DESCRIPCIÓN SISTEMA TOTAL

DURAN DAULE QUEVEDO 2005

LINEAS ELECTRICAS (KM)

DISTRIBUCIÓN 346.8 1293.9 1239.3 2880

SUBTRANSMISIÓN 119.7 139.1 89.6 348.4

S/E DISTRIBUCIÓN

MVA. 84/110 44.50/52.25 66,50/82 195/224.25

No. 6 7 6 19

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

MVA 156.6 80.8 91.7 329.1

No. 4799 6010 5575 16384

NUMERO DE CLIENTES 51057 55991 69140 176188

POBLACIONES ELECTRIFICADAS 100 641 469 1210

DEMANDA MAXIMA COINCIDENTE (KW) 63644 41278 48696 153618

Tabla 2.4: Descripción del Sistema Eléctrico de EMELGUR

A continuación se realiza una breve descripción del sistema de sub.-

transmisión de la Empresa Eléctrica EMELGUR, anexo AUTOCAD 1 (Diagrama

Unifilar)

2.1.5.3.1 Subestación Balzar

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5/ 6.25 MVA, posición de

tap 1 y presenta dos alimentadores con una carga de 3.54 + j 0.57 MVA.

2.1.5.3.2 Subestación Palestina

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 / 12.5 MVA, posición

de tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 4 + j 1.57 MVA.

2.1.5.3.3 Subestación América

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5 / 6.25 MVA, posición de

tap 4 y presenta cuatro alimentadores con una carga de 0.17 + j 0.05 MVA.


2.1.5.3.4 Subestación Daule

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 12 / 16 MVA, posición de

tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 9.8 + j 3.32 MVA.

2.1.5.3.5 Subestación Juan Bautista Aguirre



2.1.5.3.6 Subestación Pedro Carbo



2.1.5.3.7 Subestación La Toma

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 2.5 MVA, posición de tap

4 y presenta un alimentador con una carga de 1.6 + j 0.63 MVA.

2.1.5.3.8 Subestación Samborondon



2.1.5.3.9 Subestación Tennis Club

Esta subestación tiene dos transformadores, con una capacidad instalada de

10 / 12.5 MVA cada uno, posición de tap 4 para los dos transformadores, presenta

dos alimentadores el primero con una carga de 8.10 + j 2.66 MVA y el otro cuatro

alimentadores con una carga de 6.50 + j 2.13 MVA.

2.1.5.3.10 Subestación Duran Norte


tap 4 y presenta cuatro alimentadores con una carga de 10.25 + j 3.37 MVA.


2.1.5.3.11 Subestación El Recreo


tap 4 y presenta cinco alimentadores con una carga de 9.91 + j 2.31 MVA.

Las Subestaciones descritas anteriormente se encuentran conectadas a la

Subestación Pascuales 230 Kv que pertenece al SNI.

2.1.5.3.12 Subestación Duran Sur


12 / 16 MVA cada uno, posición de tap 5 para los dos transformadores, presenta

dos alimentadores el primero con una carga de 3.45 + j 1.25 MVA y el otro cuatro

alimentadores con una carga de 8.30 + j 2.41 MVA.

Esta subestación se encuentra conectada a la Subestación Milagro 230 KV

conjuntamente con algunas Subestaciones privadas dentro de la zona de

concesión como:

• S/E PLASTIEMPAQUES 1 con carga 1.22 +j 0.4 MVA

• S/E PLASTIEMPAQUES 2 con carga 1.7 + J 0.56 MVA

• S/E PROCARSA, S/E EXPALSA con carga 2.90 + J 0.9 MVA

• S/E PRONACA con carga 0.67 + J 0.1 MVA

2.1.5.3.13 Subestación Quevedo Sur


10 / 12.5 MVA cada uno, posición de tap 3 para los dos transformadores, presenta

dos alimentadores cada transformador, el primero con una carga de 11.04 + j 1.42

MVA y el otro con una carga de 4.94 + j 1.56 MVA.

2.1.5.3.14 Subestación El Emplame


de tap 4 y presenta cuarto alimentadores con una carga de 9.87 + j 2.08 MVA.


2.1.5.3.15 Subestación Daule Peripa

Esta subestación tiene una capacidad instalada de 2.5 MVA, posición de tap

4 y presenta un alimentador con una carga de 0.80 + j 0.26 MVA.

2.1.5.3.16 Subestación Quevedo Norte


de tap 3 y presenta cinco alimentadores con una carga de 9.87 + j 2.08 MVA.

2.1.5.3.17 Subestación Buena Fe


5 MVA cada uno, posición de tap 4 para los dos transformadores, presenta un

alimentador cada transformador, el primero con una carga de 3.03+ j 1.36 MVA y

el otro con una carga de 2.02 + j 0.32 MVA.

2.1.5.3.18 Subestación Valencia


de tap 4 y presenta dos alimentadores con una carga de 5.25 + j 2.2 MVA.

• Alimentador Valencia

• Alimentador La Mana

2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS EN

ELEPCO S.A

En la empresa eléctrica ELEPCO S.A no se ha llevado a cabo un estudio

que determine con exactitud los flujos de potencia y las pérdidas que provoca la

transmisión de energía eléctrica a través de una línea de 13.8 Kv hasta la zona

occidental de la provincia, específicamente a la zona de La Mana o Zona

Occidental en donde se hallan ubicadas Centrales de Generación que inyectan al

sistema potencia activa y reactiva para poder cubrir la demanda de la zona

occidental.


Tampoco se ha podido realizar un debido análisis de cortocircuitos en el

sistema eléctrico correspondiente a esta zona y por eso la importancia de realizar

un estudio detallado.

Desde años anteriores la concesión de la empresa ELEPCO S.A cubre solo

los alrededores del cantón La Mana, en la actualidad existe el proyecto de incluir

dentro de su zona de concesión todo este cantón y por tal razón se ve necesario

determinar la nueva carga que se añadiría al sistema eléctrico existente en esa

zona y observar cuales seria sus beneficios y consecuencias.

Desde años anteriores la S/E San Rafael ubicada en la ciudad de Latacunga

constituye como el suministro de toda la potencia y energía que la zona occidental

requiere, complementada con los aportes de cada una de las centrales

hidroeléctricas que se encuentran ubicadas en esa zona.

A continuación se presenta una tabla de las lecturas de potencia de los 3

alimentadores de la S/E San Rafael en cada uno de los meses desde el año 2007

a partir del mes de julio, teniendo en cuenta que de los tres alimentadores el de

mayor importancia para este estudio es el No. 0203 que corresponde al

alimentador que suministra de servicio eléctrico a toda la zona occidental.

DEMANDAS MAXIMAS

S/E SAN RAFAEL- ESTADISTICAS 2007

MES JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

ALIMENTADOR MW MW MW MW MW MW

0201 3,55 3,6 3,6 3 3,8 3,77

0202 4,37 4,4 4,6 4,8 5,2 4,7

0203 1,6 1,6 1,46 1,4 1,64 1,65

DEMANDAS MAXIMAS

S/E SAN RAFAEL- ESTADISTICAS 2008

ALIMENTADOR ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO

MW MW MW MW MW MW MW

0201 3,36 3,6 3,5 3,3 3,5 4 3,5

0202 4,84 4,6 4,1 4,5 4,8 4,2 4,6

0203 1,61 1,43 1,6 1,64 1,81 1,6 1,6


El comportamiento detallado de cada uno de los alimentadores en

condiciones de demanda mínima – máxima que pertenecen a la S/E San Rafael

se presentan en el ANEXO 1, además se presenta el comportamiento de esta

Sub-Estación en comparación con las otras Sub-Estaciones.

Figura 2 : Comportamiento estadístico alimentador # 203.

2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

El área de estudio comprende la parte de distribución que interconecta las

Centrales Hidroeléctricas de la Zona Occidental y el Sistema Eléctrico de la zona

Central de La Provincia de Cotopaxi cuya área esta bajo concesión de ELEPCO

S. A. y otra parte corresponde al sistema eléctrico de distribución del Cantón La

Mana cuya concesión se encuentra a cargo de EMELGUR S. A.

Con fines de estudio se establece como Área de Estudio 1 (ELEPCO) y

como Área de Estudio 2 (EMELGUR)

A continuación se detalla cada una de las áreas de estudio:


2.3.1 AREA DE ESTUDIO 1: SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA

ZONA OCCIDENTAL CONCESIÓN DE ELEPCO S. A.

Esta área de estudio corresponde un análisis del sistema empezando desde

la salida del alimentador trifásico a 13.8 Kv de la Sub-Estación San Rafael

ubicada en la ciudad de Latacunga que se interconecta con la Central el Estado,

está Sub-Estación posee dos alimentadores adicionales que no son objeto de

estudio pero se considera sus cargas de potencia para el análisis en los diferentes

casos, dichos alimentadores son: Alimentador # 0201 Brigada Pátria - Once de

Noviembre y Alimentador # 0202 Niágara – Pujilí.

La Red Eléctrica San Rafael – El Estado une la Sub-Estación de Latacunga

y la Central Hidroeléctrica El Estado ubicada en el sector El Guango – Cantón La

Mana con conductor tipo ACSR y calibre 3/0 con una longitud de Red de 60 Km, a

lo largo de esta línea se consideran 3 sectores con alta concentración de carga:

sector de Zumbahua, Sector de Pílalo y el sector de La Esperanza.

De la Central el Estado se despliega una Red Eléctrica trifásica a 13.8 Kv

con conductor tipo ACSR y calibre 3/0 hasta la Central Hidroeléctrica Quinsaloma

ubicada en el sector de Catazacon – Cantón Pangua con una longitud de red de

21.2 Km, a lo largo de esta línea se consideran cuatro sectores con alta

concentración de carga: Sector de Guasaganda, sector de Pacayacu, la Fábrica

de Fideos Oriental, y el sector correspondiente a los alrededores del Cantón La

Mana cuya concesión se encuentra a cargo de ELEPCO S. A.

Por último se tiene un despliegue de Red Eléctrica Trifásica a 13.8 Kv con

conductor tipo ACSR y calibre 3/0 desde la Central Quinsaloma hasta La Central

Hidroeléctrica Angamarca ubicada en el sector el Shuyo – Cantón Pujili con una

longitud de Red de 20 Km, a lo largo de la línea se consideran tres sectores con

alta concentración de carga: sector de Moraspungo, sector El Corazón y sector

Angamarca.

Para el análisis y simulación del sistema eléctrico descrito anteriormente se

consideran todos los sectores con alta concentración de carga.


2.3.2 ÁREA DE ESTUDIO 2: SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL

CANTÓN LA MANA CONCESIÓN DE EMELGUR S. A.

Esta área de estudio corresponde al análisis de todo el sistema de

distribución del Cantón La Mana que pertenece a la provincia de Cotopaxi, cuya

concesión está a cargo de EMELGUR, es por ello que la Empresa Eléctrica

ELEPCO S. A. requiere un estudio detallado de todo este sistema puesto que este

cantón probablemente pasaría a su área de concesión de ser el caso.

El nivel de voltaje con el cual opera este sistema eléctrico de distribución es

13.8 Kv, siendo un alimentador trifásico llamado La Mana que parte de La Sub-

Estación Valencia el que suministra servicio eléctrico a todo este Cantón.

Este Alimentador trifásico se despliega a lo largo de la vía La Mana –

Quevedo llegando hasta la Av. 19 de Mayo que es la avenida principal del Cantón

La Mana , el alimentador primario a 13.8 Kv termina al finalizar esta avenida, en

donde ya empieza la zona de concesión de ELEPCO S. A. (Anexo Auto CAD 2)

Todo el sistema de distribución constituye en una red radial con una única

troncal trifásica de la cual se desprenden solo derivaciones monofásicas que se

extienden con grandes distancias hasta las zonas rurales de este Cantón, es por

ello que existen acometidas solo monofásicas en su totalidad, existen pocas

derivaciones trifásicas de una mínima extensión de red.

Es importante aclarar que solo se podrá considerar como área de estudio la

parte del alimentador que esté dentro de los limites provinciales entre la provincia

de Los Ríos y Cotopaxi, se considera un seccionamiento del alimentador en los

límites provinciales.

2.4 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN

La información correspondiente a la parte de la interconexión de las

centrales occidentales con la S/E San Rafael y sus diferentes tipos de


concentración de cargas que existe en su sistema eléctrico fue proporcionada por

ELEPCO S. A., los datos de potencia de las cargas fueron obtenidos con la

debida coordinación con la Empresa ELEPCO S.A. y su posterior medición con

los respectivos equipos.

Por otro lado la obtención de información del sistema de distribución del

cantón La Mana que pertenece al área de estudio 2 fue escasa ya que esta bajo

la concesión de otra Empresa Eléctrica. Es importante establecer que para

realizar el estudio de esta zona se partió de información escasa.

2.4.1 INFORMACIÓN PARA EL AREA DE ESTUDIO 1

Esta área de estudio corresponde a la identificación de cada uno de los

elementos que forman parte del sistema de distribución en estudio: S/E

Estaciones, líneas de distribución, centrales de generación y las concentraciones

de cargas, es importante la recopilación de información de cada uno de los

parámetros de cada elemento para una mejor modelación del sistema.

2.4.1.1 Información de las Centrales Hidroeléctricas del Sector

Occidental

En el ANEXO 2 se presenta la información de cada uno de los elementos

que forman parte de las centrales de generación hidroeléctricas de El Estado,

Quinsaloma y Angamarca, las cuales son las únicas centrales de la zona

occidental.

2.4.1.2 Información de Transformadores de Potencia

A continuación se enumeran los transformadores de potencia de las S/E de

elevación ubicadas en cada una de las centrales que están dentro de la zona de

estudio.


SUBESTACION EL ESTADO CATAZACON ANGAMARCA

Transformador No. 1 1 1

Grupo de Conexión Ynd11 Ynd11 Ynd11

Frecuencia 60 Hz 60 Hz 60 Hz

No. Fases 3 Ø 3 Ø 3 Ø

Factor de Potencia 0,8 0,8 0,8

Potencia Nominal (MVA) 2,5 1 0,315

Voltaje Nominal

Alta (KV) 13,8 13,8 69

Baja (KV) 4,16 0,44 6,9

Tabla 2.5: Transformadores de Potencia

En el anexo 1 se presentan los datos de los transformadores de potencia

con sus respectivos parámetros y características eléctricas expuestas en la placa

de datos.

2.4.1.3 Información de las Líneas de Distribución

La interconexión entre las centrales se las realiza a un nivel de voltaje de

13,8 Kv mediante una red trifásica, debido al nivel de voltaje de operación se

consideran tan solo como líneas de Media Tensión siendo este voltaje con el que

funciona todo el sistema eléctrico desde su salida de La S/E San Rafael hasta la

Central Angamarca en donde finaliza este sistema de distribución tipo radial.

A continuación se detalla los tramos en los que se ha dividido el indicado

alimentador con fines de operación.

TRAMO VOLTAJE (Kv) CONDUCTOR TIPO LONGITUD (Km)

S/E Sn Rafael – S/E El Estado 13.8 3/0 AWG ACSR 60

El Estado – Catazacón 13.8 3/0 AWG ACSR 21.2

Catazacón – El Corazon 13.8 3/0 AWG ACSR 20

Tabla 2.6: Redes de Distribución en General

Para el estudio se ha establecido la modalidad de concentrar la carga en

nodos específicos del alimentador principal en base de los cuales se establecen

los siguientes tramos que se indican en la tabla 2.7 (ver anexo Auto CAD 4).


TRAMO VOLTAJE (Kv) CONDUCTOR TIPO LONGITUD KM

S/E Sn Rafael – Zumbahua 13.8 3/0 AWG ACSR 40

Zumbahua – Pilalo 13.8 3/0 AWG ACSR 19.5

Pilalo – La Esperanza 13.8 3/0 AWG ACSR 8.7

La Esperanza – Central El Estado 13.8 3/0 AWG ACSR 3.4

Central El Estado – Guayacan 13.8 3/0 AWG ACSR 10

Guayacan – Guasaganda 13.8 3/0 AWG ACSR 10

Guasaganda - Pucayacu 13.8 3/0 AWG ACSR 10

Guayacan – Fabrica F Oriental 13.8 3/0 AWG ACSR 10

Fabrica de Fideos Oriental – La Mana 13.8 3/0 AWG ACSR 5

La Mana – Central Quinsaloma 13.8 3/0 AWG ACSR 20

Central Quinsaloma – Moraspungo 13.8 3/0 AWG ACSR 6.37

Moraspungo – El Corazón 13.8 3/0 AWG ACSR 21.42

El Corazon – Central Angamarca 13.8 3/0 AWG ACSR 10

Tabla 2.7: Redes de Distribución con tramos de los sectores de concentración de carga

2.4.1.4 Información de Los Sectores Alta Concentración de

Carga

La información de la demanda de potencia de cada uno de los sectores que

se consideran con alta concentración de carga se los obtiene mediante la

planificación de mediciones realizadas con un analizador de Media Tensión en

cada uno de las derivaciones de la Línea Principal que pertenecen a cada sector,

estas mediciones se las realiza en horas pico de 19:00 a 21:00 obteniéndose la

demanda máxima en cada sector, lo cual posibilita obtener una mejor simulación y

análisis del sistema.

A continuación se enumera todos los nodos de concentración de carga:

1. Sector de Zumbahua

2. Sector de Pilalo

3. Sector de La Esperanza

4. Fabrica de Fideos Oriental

5. Sector de Guasaganda

6. Sector de Pucayacu


7. Sector de los alrededores de La Mana concesión ELEPCO S. A.

8. Sector de Moraspungo

9. Sector de El Corazón

10. Sector de Angamarca

Todos estos sectores están dentro de la zona de concesión de la

Empresa Eléctrica ELEPCO S. A. y se dispone de toda la información para

realizar el análisis y simulación de esta parte del sistema.

2.4.2 INFORMACIÓN PARA EL AREA DE ESTUDIO 2

Esta área de estudio corresponde al Cantón La Mana (EMELGUR) para el

cual se ha obtenido la longitud de líneas de media y baja tensión, cantidad de

postes, luminarias, transformadores de distribución, números de acometidas o

usuarios que el sistema posee, etc., siendo esta la información más necesaria

para obtener un mejor análisis, simulación e inventario del sistema de distribución

indicado; para lo cual se planificó georeferenciar el alimentador junto con la

recopilación de información antes indicada.

2.4.2.1 Levantamiento Georeferenciado del Sistema de

Distribución del Cantón La Mana

Antes de realizar el levantamiento Georeferenciado se realizaron recorridos

por los sectores donde abastece el alimentador La Mana que sale desde la S/E

Valencia con el objetivo de identificar las zonas con mayor densidad de carga.

El procedimiento empleado para el levantamiento de la red primaria (por

cuanto no existían datos sobre este alimentador) y de los transformadores de

distribución se lo realizó de la siguiente manera:

• Ubicar la Subestación (características eléctricas).


• Identificar la salida del alimentador en estudio

• Identificar las fases del alimentador A, B, C.

• Identificar el calibre del conductor del alimentador troncal y de sus

respectivas derivaciones.

• Obtener la distancia entre nodos eléctricos con la ayuda de un navegador

satelital (GPS).

• Identificación del tipo de estructura empleada en los diferentes nodos del

alimentador.

• Identificar potencia y tipo de los transformadores existentes en dicho

alimentador.

Para la recopilación de la información tanto de las distancias entre nodos

eléctricos, así como datos de calibres de conductores, tipos de estructura,

capacidad de cada transformador, tipo, y código de los mismos se utilizó un

formulario diseñado para dicho efecto. En dicho formulario se encuentran todos

los datos obtenidos del recorrido de campo, detallados en el ANEXO 3

Con la información del Sistema Georeferenciado se procedió a dibujar el

alimentador La Mana en el Programa Autocad para obtener una gráfica detallada

del todo el sistema de distribución, se puede observar el plano del alimentador La

Mana en el Anexo Auto CAD 2

2.4.2.2 Descripción del Sistema de Distribución del Cantón La

Mana (EMELGUR)

Una vez realizada la recopilación de información del sistema de distribución

de esta zona de estudio mediante el levantamiento georeferenciado, la realización

de un inventario de materiales y equipos existentes en este alimentador se

obtuvieron los siguientes resultados:


TIPO DE RED ELECTRICA CANTIDAD UNIDAD

Red de Media Tensión Trifásica 13.8 / 7.96 Kv 18.44 Km

Red Trifásica Mixta MT-BT 12.36 Km

Red Media Tensión Monofásica 13.8 / 7.96 Kv 59.23 Km

Red Monofásica Mixta MT-BT 42.15 Km

Red de Media Tensión Bifásica 13.8 / 7.96 Kv 0.327 Km

Red de Baja Tensión 120/240 v 34.68 Km

TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN TRIFÁSICA 30.8 Km

TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN MONOFÁSICA 101.38 Km

TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN BIFÁSICA 0.327 Km

TOTAL DE RED DE BAJA TENSIÓN 89.19 Km

Tabla 2.8: Líneas de MT y BT del sistema de distribución del cantón La mana.

POSTES APLICACIÓN CANTIDAD

POSTE 9m MEDIA TENSION 678

POSTE 11m BAJA TENSION 1598

TOTAL: 2276

Tabla No 2.9: Posteria de MT y BT del sistema de distribución del cantón La Mana

TRANSFORMADORES CANTIDAD POTENCIA (KVA)

5 KVA 29 145

10 KVA 55 550

15 KVA 29 435

25 KVA 75 1875

37.5 KVA 24 900

50 KVA 30 1500

TOTAL 242 5405

POTENCIA INSTALADA 5.405 MVA

Tabla 2.10: Transformadores de distribución instalados en el sistema de distribución del Cantón La Mana

LUMINARIAS CANTIDAD POTENCIA (W)

Sodio 70 W 179 12530

Sodio 100W 478 47800

Sodio 250 W 35 8750

Sodio 400 W 154 61600

Mercurio 125 W 90 11250

Mercurio 175 W 450 78750

TOTAL: 1386 220680

POTENCIA INSTALADA DE AP 220.68 KW

Tabla 2.11: Luminarias de alumbrado público instaladas en el sistema de distribución del Cantón La Mana


2.4.2.3 Descripción del Sistema de Distribución de Los

Alrededores del Cantón La Mana (ELEPCO)

Para describir el sistema de distribución de los alrededores del Cantón La

Mana concesión de ELEPCO se procedió de la misma manera que el realizado

para el Alimentador La Mana (EMELGUR), por lo tanto se georeferenció el

sistema y se procedió a realizar el inventario de materiales, equipos y elementos,

obteniendo los siguientes resultados:

TIPO DE RED ELECTRICA CANTIDAD UNIDAD

Red de Media Tensión Trifásica 13.8 / 7.96 Kv 2.59 Km

Red Media Tensión Monofásica 13.8 / 7.96 Kv 3.72 Km

Red de Baja Tensión 120/240 v 6.72 Km

TOTAL DE REDES DE DISTRIBUCION 13.03 Km

Tabla 2.12: Líneas de MT y BT de los alrededores de La Mana Concesión ELEPCO S A.

POSTES APLICACIÓN CANTIDAD

POSTE 9m MEDIA TENSION 108

POSTE 11m BAJA TENSION 90

TOTAL: 198

Tabla 2.13: Postearía de MT y BT de los alrededores de La Mana

Concesión ELEPCO S A.

TRANSFORMADORES CANTIDAD POTENCIA (KVA)

5 KVA 1 5

15 KVA 4 60

25 KVA 8 200

TOTAL 13 265

POTENCIA INSTALADA 0.265 MVA

Tabla 2.14: Transformadores de distribución instalados en los alrededores de la Mana Concesión ELEPCO S A.

LUMINARIAS CANTIDAD POTENCIA (W)

Sodio 70 W 140 9800

Sodio 400 W 1 400

TOTAL: 10200

POTENCIA INSTALADA DE AP 10.2 KW

Tabla 2.15: Alumbrado público instalado en los alrededores de La Mana Concesión ELEPCO S A.


ACOMETIDAS MONOFASICAS CANTIDAD

Monofásica (2 hilos) 120 V 54

Bifásica (3 hilos) 240 V 1

TOTAL USUARIOS: 55

Tabla 2.16: Acometida de los alrededores de La Mana

Se puede observar el plano de los alrededores del sistema de distribución

del Cantón La Mana concesión ELEPCO en el Anexo Auto CAD 3, el inventario

detallado se encuentra en el ANEXO 4.

2.5 MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO

En la actualidad existen varios paquetes de software que permiten simular

sistemas eléctricos entre ellos POWERWORLD, DIGSILEND, NEPLAN, SPARD,

etc., aprovechando los conocimientos adquiridos del programa NEPLAN para

realizar Planificación de Sistemas de Distribución en la materia del mismo

nombre, se ha escogido esta herramienta para el desarrollo del tema que nos

ocupa, puesto que es un programa muy amigable de información y planeamiento

de redes eléctricas.

2.5.1 BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA NEPLAN PARA

ANÁLISIS DE SISTEMAS DE REDES ELÉCTRICAS

2.5.1.1 Introducción

Dentro de sus bondades este programa permite insertar los elementos

gráficamente, ingresar los datos por el usuario o mediante librerías de acuerdo a

las características propias del sistema eléctrico a estudiar o simplemente librerías

propias del programa, permite realizar los cálculos y presentar los resultados

gráficos y tabulados de fácil interpretación.

Los siguientes números indican las características principales de la ventana

de interfaz con el usuario:


1. Barra de Título

2. Barra de Opciones de Menú

3. Barra de Herramientas

4. Área de trabajo con diagramas y tablas de datos

5. Administrador de Variantes

6. Ventana de Símbolos

7. Ventana de Mensajes

8. Barra de Estado

A continuación se presenta el grafico que contiene la ventana interfaz con

el usuario donde se indican los campos de aplicación:

Figura 3 : Características de la Ventana de Interfaz con el Usuario

2.5.1.1.1 Barra de Herramientas: Todos los botones de comando

están equipados con ayudas textuales desplegables (burbuja), las cuales


aparecen cuando el cursor se sostiene inmóvil por un momento sobre el botón sin

presionar ninguna tecla.

Muchos comandos que pueden ser ejecutados desde la barra de

herramientas, también se pueden encontrar en los menús respectivos. Otros,

principalmente los comandos gráficos, solo pueden ser ejecutados desde la barra

de herramientas.

2.5.1.1.2 Área de Trabajo: En el área de trabajo se pueden abrir

diferentes diagramas. El mismo diagrama puede ser utilizado para crear la red,

construir los sistemas de control o elaborar dibujos.

2.5.1.1.3 Administrador de variantes: El administrador de

variantes suministra una visión general de los proyectos y variantes, lo cual

significa que estos pueden ser eliminados, adicionados, activados o desactivados.

Desde el Administrador de Variantes, el usuario puede pasar hacia el

administrador de Diagramas, el cual administra diagramas abiertos con sus capas

graficas.

2.5.1.1.4 Ventana de Símbolos: la ventana de símbolos contiene

todos los símbolos de los elementos disponibles en el software. Aparte de los

símbolos estándares, para algunos elementos existen otros símbolos con

apariencia grafica diferentes, pero con exactamente las mismas características.

2.5.1.1.5 Ventana de mensajes: Es el Canal de comunicación con

el usuario. Esta ventana suministra información acerca de los procesos

ejecutados, mensajes de error e información adicional.

2.5.1.2 Conceptos Básicos de NEPLAN

Para entender el ambiente de NEPLAN, es esencial describir algunos

conceptos que se utilizan en el sistema.


Figura 4 : Diagrama Unifilar con Componentes de Red

Un sistema eléctrico de potencia está formado por nodos y elementos.

2.5.1.2.1 Nodos

Un nodo es un punto de conexión de dos elementos, o un lugar donde se

produce o se consume la energía eléctrica (generador, carga). Un nodo se

describe por medio de: Nombre, Voltaje Nominal en Kv, Zona y Área, Tipo de

Nodo, Descripción. No es necesario insertar un nodo entre todos los elementos.

Estos también pueden conectarse directamente mediante una unión. En este

caso, no se podrá conectar más de dos elementos en el mismo punto.

2.5.1.2.2 Elementos

Un elemento corresponde a un componente de red, por ejemplo una línea,

un transformador o una máquina eléctrica. Existen elementos activos y pasivos.

Un elemento se describe topológicamente por medio de un nodo inicial y un nodo

final. Para transformadores de tres devanados, es necesario indicar un tercer

nodo. Los elementos se describen eléctricamente por medio de:

• La corriente, voltaje y potencia nominales.

• Sus parámetros, tales como, pérdidas, reactancias, etc.

Estos parámetros de ingresan por medio de cajas de dialogo de entrada de

datos.


Entre los elementos activos se encuentran las Maquinas Sincrónicas,

Equivalentes de Red, Maquinas Asíncronas y unidades generadoras. Un

equivalente de Red (o alimentador de red) representa una red frontera o red

vecina (Distribuidora).

Entre los elementos pasivos se encuentran las líneas, acoples, suiches,

reactores, transformadores de dos y tres devanados, elementos paralelos (shunts)

y cargas. Las cargas también se pueden ingresar directamente a lo largo de las

líneas, sin necesidad de entrar nodos (cargas de línea).

2.5.1.2.3 Dispositivos de Protección y (TC – TP)

Los equipos de protección (Relés de Sobrecorriente, Relés de Distancia,

Interruptores) y los transformadores de corriente y voltaje están asociados a un

nodo y a un elemento de suicheo.

2.5.1.2.4 Crear un nuevo proyecto.

Después de iniciar el programa para crear un nuevo proyecto se debe

hacer clic en el menú “Archivo – Nuevo “e ingresar los datos solicitados y se

despliega la ventana de interfaz con el usuario.

2.5.1.2.5 Ingreso De Parámetros Para Una Red Eléctrica

En este paso, el usuario ingresara nodos y elementos para construir una

red eléctrica pequeña. La ventana de Símbolos le permitirá seleccionar de una

manera muy sencilla, el símbolo del elemento seleccionado.

Los parámetros necesarios se listan en las siguientes tablas, para una

mejor compresión se ingresan ejemplos de cada uno de los elementos:


Elemento Datos necesarios

Equivalente de red Sk"max, Ik"max,R(1)/X(1)max,Z(0)/Z(1)max,Tipo FC,V ope

Líneas tipo, longitud, unidad, R(1), X(1), C(1), G(1),R(0), X(0), C(0), G(0),Imax,Imin

Nodos Tipo, Vn, Frecuencia, Vmin, Vmax, Ir

trasformadores tipo, conexión, Sr, Vr1,Vr2, Zcc(1), R(1),Zcc(0), R(0), tap

Maquinas Sincrónicas Sr, Vr, pVr, fp, xd sat, xd` sat, xd" sat, x(2), x(0)

Cargas Tipo, P,Q, unidad

Maquinas Asimétricas Pr, Sr, Vr, Ir, fp

TABLA 2.17 : Ingreso de Elementos Programa Neplan

Los elementos descritos anteriormente son los más utilizados en el diseño

de una red eléctrica, para dibujar un elemento desde la ventana de símbolos,

haga clic sobre el elemento deseado. Manteniendo presionado el botón del

mouse, arrastre el símbolo hasta el diagrama y suéltelo, luego se ingresan los

datos para cada elemento que se indica en la tabla 2,17.

EJEMPLO DE INGRESO DE DATOS:

EQUIVALENTE DE RED

Nombre

Sk" max

Ik" max R(1)/X(1) z(0)/z(1) C1 Sk"

min Ik" min R(1)/X(1) z(0)/z(1) TIPO V

oper Vw

oper P

oper Q

oper

MVA KA max max µF MVA KA min min FC % Grados MW Mvar

NETZ 1500 3,936 0,1 1,667 0 1500 3,936 0 0 SL 100 0 0 0

LÍNEAS

Nombre Long. Numero Unidad R(1) x(1) c(1) G(1) R(0) x(0) c(0) Ir min

Ir max

Fact. Red

Q mm2

km ohm/… ohm/… µF/… µS/… ohm/… ohm/… µF/… A A mm2

LEIT 1 1,16 1 ohm/km 0,103 0,403 0,009 0 0,15 1,4 0,005 0 90 1 0

CARGA

Nombre Tipo FC P Q Unidades residenciales Unidades

Carga 1 PQ 5 4 0 HV

MAQUINAS SINCRONICAS

Nombre Sr Vr pVr

cos phi xd sat xd´sat sd``sat x(2) x(0)

Vfmax/Vr Ikk

MVA Kv % % % % % % KA

GEN1 45 8,5 0 0,85 160 0 20 20 20 2 0


TRANSFORMADORES

Nombre Desde Hasta Grupo Unid Devanado Sr Vr1 Vr2 Zcc(1) R(1) Zcc(0) R(0)

Nodo Nodo vectorial Transf. Compens MVA Kv Kv % % % %

trafo 1 ocho doce YD5 0 0 60 65 16 10 0 10 0

MÁQUINAS ASINCRÓNICAS

Nombre Desde Pr Sr Vr Ir Cos

phi Efic. Ia/Ir Numero Pares Conv. Cos

phi Ma/Mr Mk/Mr Rm Sr

nodo MW MVA Kv A Polos Drive Arranq ohm %

Motor 1 cinco 5 6,6488 5,2 0,738 0,8 0,94 5 1 1 1 0,3 0,9 2,2 0 2

NODOS

Nombre Tipo Vn Frecuencia Vmin Vmax Ir Ip

max

Nodo Kv Hz % % A KA

tres Barraje 65 50 0 0 0 0

Para interconectar los elementos con otros elementos o con nodos, use las

uniones. Presione el botón Unión, primero haga clic en un extremo del elemento y

luego haga clic en el nodo para finalizar la unión.

2.5.1.2.6 Probar La Red

Una vez creada la red con todos los datos de los nodos y de los elementos, se

deberá verificar si todos los elementos están conectados y así los datos fueron

encontrados correctamente. Por esta razón se deberá ejecutar un cálculo de Flujo

de carga de prueba por medio de la opción menú “Análisis – Flujo de Carga –

Calcular”. Se deberá poner atención a cualquier mensaje de error en la ventana

de mensajes, y corregir la red hasta que el cálculo de Flujo de Carga funcione

satisfactoriamente.

2.5.1.2.7 Guardar La Red

La red se debe guardar periódicamente para prevenir la perdida de datos.

Generalmente se hace presionando el icono Guardar o con “Archivo – Guardar”.


2.5.1.3 Funcionalidad del Programa NEPLAN

En el programa NEPLAN se puede realizar una variedad de análisis al

sistema eléctrico que ingresemos al programa, siendo de gran utilidad para

realizar un estudio total del sistema a simular, se puede realizar los siguientes

análisis:

• Cálculo de Flujo de Carga

• Cálculo de Flujo de Carga con Perfiles de Carga

• Reconfiguración de Redes de Distribución

• Optimización de Redes de distribución

• Análisis de Contingencias

• Flujo de Carga Optima

• Capacidad de Transferencia Neta

• Cálculos de Cortocircuitos

• Análisis de Armónicos

• Arranque de Motores

• Estabilidad de Voltaje

• Estabilidad de Pequeña Señal

• Análisis de Estabilidad Transitoria

• Confiabilidad

• Ubicación de Capacitores

• Análisis de Inversión

• Simpow(Tem/Estabilidad)

• Simpow(Análisis Lineal)

• Análisis de Busca de Falla

• Dimensionamiento de Cables

El programa puede realizar todos los análisis enumerados anteriormente

siempre y cuando se ingresen todos los parámetros necesarios que el sistema

eléctrico requiere.


2.5.1.4 Crear y usar Librerías

El Archivo de Librerías de NEPLAN *.neplib, puede contener diferentes

librerías de elementos, las cuales están organizadas por tipo de elemento. Por

otro lado, para cada tipo de elemento disponible en NEPLAN se puede crear una

librería. El Editor de Librerías puede administrar varios archivos de librerías de

NEPLAN.

2.5.1.4.5 Crear una nueva librería

Los siguientes pasos explican cómo crear una nueva librería de elementos:

• Seleccione "Librerías" en el menú "Librerías". Aparece la Aplicación de

Librerías de NEPLAN.

• Seleccione "Archivo – Nuevo" para crear un nuevo Archivo de Librería.

• Entre el nombre del Archivo de Librería.

• Seleccione "Librería – Nueva Librería" para crear una librería nueva.

• Seleccione el tipo de elemento para el cual se debe crear una librería.

• Aparece una nueva librería en el árbol de librerías. Las librerías están

ordenadas por tipo de elemento.

• Cambie el nombre de la librería nueva y ábrala mediante un doble clic.

• Ingrese un nuevo Elemento de Librería (tipo) seleccionando "Elemento de

Librería – Nuevo".

• Aparece un nuevo elemento en la librería.

• Cambie el nombre del elemento de librería.

• Ingrese los datos del nuevo elemento de librería.

• Si lo desea, ingrese elementos adicionales de librería.

• Si lo desea, entre otras librerías.

• Cuando termine, cierre el Editor de Librerías con "Archivo-Cerrar".

Se puede importar y exportar datos a una Librería, además las librerías

pueden ser actualizadas.


2.5.2 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

EXISTENTE

Los criterios a seguir para la modelación del sistema eléctrico consisten en

el ingreso de cada uno de los parámetros para cada elemento que conforma dicho

sistema, siguiendo el proceso indicado en el numeral anterior (ejemplo: ingreso de

datos).

2.5.2.1 Equivalente de Red

Para modelar el Equivalente de Red se requiere un equivalente de todo el

sistema eléctrico de ELEPCO S.A. de la zona central y oriental de la provincia que

está bajo el área de concesión de la empresa, información que fue proporcionada

por la Empresa Distribuidora después de realizar una simulación en el Programa

POWERWORLD.

2.5.2.2 Generadores (Máquinas Sincrónicas)

Para modelar los puntos de aporte de generación del sistema eléctrico de la

zona occidental se ingresaron los datos de placa de cada uno de los parámetros

tanto de los generadores, transformadores, se consideraron sus condiciones

actuales de operación.

Se modelaron las siguientes centrales hidroeléctricas de generación: Central

el Estado de 2.13 MVA de potencia instalada, Central Quinsaloma de 1MVA de

potencia instalada, Central Angamarca con 0.38 MVA de potencia instalada.

2.5.2.3 Líneas

Para modelar las líneas de distribución a 13.8 KVA que interconectan las

centrales occidentales con la S/E San Rafael donde se considera el equivalente

de red, se considera el tipo y sección de conductor, numero de fases,

configuración geométrica de los conductores montadas en estructuras tipo pórtico.


2.5.2.4 Cargas - Nodos

Para modelar cada una de las cargas a lo largo del sistema eléctrico se

consideran las zonas de mayor concentración de carga y se realizan mediciones

en las mismas tomando valores de potencia activa, potencia reactiva y factor de

potencia en cada una de ellas, estos datos son ingresados en la modelación de

carga en el programa.

Tipo Tipo

DEMANDA MINIMA DEMANDA MAXIMA

P Q I P Q I

Nombre MW Mvar A MW Mvar A

1 alimentador #201 Carga 1,4 0,596 62 3,5 1,491 156

2 alimentador 202 Carga 1,84 0,784 81 4,6 1,96 205

3 ZUMBAHUA Carga 1,016 0,559 51 2,54 1,4 143

4 PILALO Carga 0,02 0,012 1 0,05 0,03 3

5 LA ESPERANZA Carga 0,016 0,008 1 0,04 0,02 2

6 GUASAGANDA Carga 0,06 0,026 3 0,15 0,064 7

7 PUCAYACU Carga 0,2 0,085 9 0,5 0,213 24

8 F ORIENTAL Carga 0,054 0,023 2 0,135 0,058 6

9 La Mana Alrededores Carga 0,005 0,002 0,22 0,013 0,006 1

10 MORASPUNGO Carga 0,06 0,026 3 0,15 0,064 7

11 El Corazón Carga 0,2 0,085 9 0,5 0,213 23

12 ANGAMARCA Carga 0,092 0,039 4 0,23 0,098 10

13 CATON LA MANA Carga 1,5 0,639 74 3 1,278 136

TABLA 2.18 : CARGAS –DEMANDA MINIMA Y MAXIMA

En el Anexo Auto CAD 4 se puede observar el dibujo de todo el sistema

eléctrico de distribución del Área de estudio 1.

La modelación del alimentador primario a 13.8 Kv que abastece de servicio

eléctrico al Cantón La Mana el cual pertenece a la empresa EMELGUR considera

los siguientes criterios: circuito principal, un punto de derivación del circuito,

cambio en el tipo y sección del conductor, cambio en el numero de fases, cambio

en la configuración geométrica de los conductores, la ubicación de un equipo


(transformador, banco de capacitores, aparatos de protección, etc.), un punto

especial de importancia son los consumidores o cargas especiales.

2.5.3 SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

A continuación se describirán cada uno de los casos de simulación aplicados

al sistema eléctrico tanto para el área de estudio 1 que corresponde al sistema de

distribución de la zona occidental bajo concesión de ELEPCO y para la zona de

estudio 2 que corresponde al sistema de distribución del cantón La Mana

concesión de EMELGUR.

2.5.3.1 Caso 1

Consiste en la simulación del sistema eléctrico de la zona occidental que

pertenece a ELEPCO en condiciones actuales de operación, cuya proceso de

modelación se realizo en el numeral 2.5.2, para ello se describe el siguiente

sistema: Un equivalente de red que toma como partida la S/E San Rafael en la

ciudad de Latacunga, se despliega una línea a 13.8 Kv hasta llegar a la Central el

Estado teniendo en esta trayectoria tres concentraciones de cargas Zumbahua,

Pilalo y la Esperanza, luego se extiende la línea hasta llegar a la Central

Quinsaloma en este tramo se encuentran cuatro concentraciones de carga:

Fabrica de Fideos Oriental, Pucayacu, Guasaganda y un alimentador que

abastece los alrededores del Cantón La Mana, posteriormente se interconecta

con la Central Angamarca teniendo en esta extensión tres concentraciones de

carga: Moraspungo , El Corazón y Angamarca.

El sistema descrito anteriormente prácticamente presenta una configuración

radial con sus respectivas derivaciones de cargas concentradas y puntos de

aporte de generación al sistema, se consideran las condiciones actuales de

operación.

La simulación presenta sub-casos para condiciones de demanda máxima y

demanda mínima. En el Anexo AUTOCAD 5-1 se puede observar el sistema

eléctrico simulado para esta condición de operación.


2.5.3.2 Caso 2

La simulación del caso 2 prácticamente es igual al caso uno, la diferencia

radica en que se considera como sistema aislado a la central Angamarca y su

respectiva carga, para ello se realiza el seccionamiento de la Línea El Corazón –

Angamarca, todo el sistema aguas arriba se mantiene funcionando normalmente.

La simulación tiene sub-casos con condiciones de demanda mínima y

demanda máxima para cada una de las concentraciones de carga y

alimentadores de la S/E San Rafael.

En el Anexo AUTOCAD 5-2 se puede observar el sistema eléctrico simulado

para esta condición de operación.

2.5.3.3 Caso 3

Esta simulación considera todo el sistema eléctrico de la zona occidental

en condiciones de operación actuales tanto en demanda mínima y máxima, pero

en este caso de estudio se integra la carga del Cantón La Mana (concesión

EMELGUR), cuyos valores de potencia según su demanda se encuentran en la

tabla 2.18.

La incorporación de esta nueva carga se la realiza en el nodo La Mana,

donde además está ubicada la carga Alrededores De La Mana (Concesión

ELEPCO), por lo tanto en este nodo existirán dos cargas puntuales. En el Anexo

AUTOCAD 5-3 se puede observar el sistema eléctrico simulado para esta

condición de operación.

2.5.3.3 Caso 4

Este caso de simulación está relacionado directamente con el sistema

eléctrico de distribución del Cantón La Mana que tiene un solo alimentador a 13.8

Kv que sale desde la S/E Valencia que pertenece a la empresa EMELGUR. Se

pretende tener un estudio del sistema de distribución, saber su comportamiento,


su actual situación de operación, aspectos de calidad del servicio eléctrico, ya que

si pasa a concesión de ELEPCO con esta información se puede realizar una

mejor planificación del sistema eléctrico y plantear mejoras a corto plazo de ser el

caso.

Para poder simular este caso se considera la construcción de la S/E La

Mana planificada por la Empresa Eléctrica ELEPCO para los próximos años

ubicada en este cantón, se considera además la construcción de la línea de sub-

transmisión a 69 KV ENERMAX/CALOPE - LA MANA que conectaría un nuevo

punto del Sistema Nacional Interconectado S/E Quevedo lado 69 KV (ENERMAX)

con la nueva Sub-Estación.

Cabe resaltar que la consideración de la nueva S/E se la realiza con el

objetivo de simular el alimentador La Mana en condiciones de operación vistas

desde ELEPCO, ya que realizarlas desde el punto de vista de EMELGUR resulta

imposible debido a la falta de información y debido a políticas de dicha Empresa.

Para cada caso se realizaran los respectivos estudios de flujos de potencia

(regulación de voltaje, cargabilidad de las líneas y transformadores), estudio de

pérdidas, estudio de cortocircuitos para así tener un análisis completo de los

sistemas en estudio. En el Anexo AUTOCAD 2 se puede observar el sistema

eléctrico de distribución del Cantón La Mana que corresponde a este caso de

simulación.

2.6 DESARRROLLO DEL ESTUDIO DE FLUJOS DE

POTENCIA

En el presente numeral se describe el estudio de flujos de potencia

ejecutado en los casos de estudio descritos en los numerales anteriores.


Mediante corrida de flujos para el sistema eléctrico de distribución a 13.8 Kv

de la zona occidental de la Provincia de Cotopaxi concesión de ELEPCO S. A., se

evaluará si el sistema puede mantener un suministro de calidad de producto en

los términos de niveles apropiados de voltaje y cargabilidad de cada uno de los

elementos que forman el sistema eléctrico.

2.6.1 SIMULACIÓN DEL CASO 1

La simulación se la realiza con condiciones actuales de operación tomando

en cuenta la demanda mínima y máxima de cada una de las cargas en el sistema

eléctrico.

2.6.1.1 Caso 1 - Demanda Mínima

A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:

Nombre V u V áng P carga Q carga P Gen Q Gen

kV % ° MW MVar MW MVar

1 ESPERANZA 13,696 99,24 17 0,016 0,008 0 0

2 ANGAMARCA 13,845 100,33 24 0,092 0,039 0 0

3 B ANGAMARCA 4,16 100 26,4 0 0,016 0,3 0

4 B.QUINSALOMA 13,939 101,01 23,3 0 0 0 0

5 BARRA ESTADO 13,801 100,01 18 0 0 0 0

6 EL CORAZON 13,814 100,1 23,7 0,2 0,085 0 0

7 EL ESTADO 4,16 100 20,3 0 0 1,6 0,027

8 F ORIENTAL 13,776 99,82 20,2 0,054 0,023 0 0

9 GUASAGANDA 13,645 98,87 18,8 0,06 0,026 0 0

10 GUAYACAN 13,74 99,56 19 0 0 0 0

11 LA MANA 13,805 100,04 20,8 0,005 0,002 0 0

12 MORASPUNGO 13,901 100,73 23,3 0,06 0,026 0 0

13 PILALO 13,449 97,46 14,4 0,02 0,012 0 0

14 PUCAYACU 13,57 98,34 18,6 0,2 0,085 0 0

15 QUINSALOMA 0,44 100 25,8 0 0,162 0,78 0

16 S/E SAN RAFAEL 14,208 102,96 -1 3,24 1,38 0 0

17 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 2,744 3,068

18 ZUMBAHUA 13,018 94,33 8,2 1,016 0,559 0 0

TABLA 2.19 : Niveles de voltajes por nodo del sistema


Nodo Tipo Tipo P Q I Cargabilidad

Nombre Nombre MW Mvar kA %

1 ESPERANZA ESPE/ESTA Línea -1,935 0,573 0,085 27,01

2 ESPERANZA PILA/ESPE Línea 1,919 -0,581 0,085 26,83

3 ANGAMARCA CORA-ANGA Línea 0,208 -0,069 0,009 2,9

4 B.QUINSALOMA QUINSA-MORAS Línea 0,054 0,158 0,007 2,2

5 B.QUINSALOMA MANA-QUINSA Línea 0,726 -0,356 0,033 10,63

6 BARRA ESTADO ESTA/GUAYA Línea -0,36 0,509 0,026 8,28

7 BARRA ESTADO ESPE/ESTA Línea 1,96 -0,545 0,085 27,01

8 EL CORAZON MORAS-CORA Línea 0,007 -0,149 0,006 1,97

9 F ORIENTAL ORIEN/MANA Línea -0,693 0,376 0,033 10,49

10 F ORIENTAL GUAYA/ORIEN Línea 0,639 -0,399 0,032 10,03

11 GUASAGANDA GUASA-PUCA Línea 0,201 0,08 0,009 2,91

12 GUASAGANDA GUAYA-GUASA Línea -0,261 -0,106 0,012 3,78

13 GUAYACAN ESTA/GUAYA Línea 0,367 -0,507 0,026 8,35

14 GUAYACAN GUAYA/ORIEN Línea -0,629 0,405 0,031 9,98

15 GUAYACAN GUAYA-GUASA Línea 0,262 0,101 0,012 3,75

16 LA MANA ORIEN/MANA Línea 0,699 -0,373 0,033 10,51

17 LA MANA MANA-QUINSA Línea -0,704 0,371 0,033 10,56

18 MORASPUNGO MORAS-CORA Línea -0,006 0,136 0,006 1,8

19 MORASPUNGO QUINSA-MORAS Línea -0,054 -0,162 0,007 2,25

20 PILALO ZUMB/PILA Línea 1,836 -0,664 0,084 26,61

21 PILALO PILA/ESPE Línea -1,856 0,652 0,084 26,81

22 PUCAYACU GUASA-PUCA Línea -0,2 -0,085 0,009 2,94

23 S/E SAN RAFAEL RAFA/ZUM Línea -0,496 1,579 0,067 21,36

24 ZUMBAHUA ZUMB/PILA Línea -1,698 0,82 0,084 26,55

25 ZUMBAHUA RAFA/ZUM Línea 0,682 -1,379 0,068 21,66

26 EL CORAZON CORA-ANGA Línea -0,207 0,063 0,009 2,87

TABLA 2.20 : Flujo de Potencia Líneas de Distribución

Nodo Tipo Tipo P Q I

Nombre Nombre MW Mvar kA

1 S/E SAN RAFAEL EQUIVALENTE RED ELEPCO Equivalente de red -2,744 -3,068 0,033

2 EL ESTADO GEN1 Máquina Sincrónica -0,8 -0,014 0,111

3 EL ESTADO GEN 2 Máquina Sincrónica -0,8 -0,014 0,111

4 QUINSALOMA GEN A Máquina Sincrónica -0,39 0,081 0,523

5 QUINSALOMA GEN B Máquina Sincrónica -0,39 0,081 0,523

6 B ANGAMARCA GEN C Máquina Sincrónica -0,15 0,008 0,021

7 B ANGAMARCA GEN D Máquina Sincrónica -0,15 0,008 0,021

TABLA 2.21 : Flujo de Potencia GENERADORES




1 S/E SAN RAFAEL TRAFO 1 Transformador 2 dev -2,744 -2,96 0,164 39,19

2 S/E SAN RAFAEL TRAFO 1 Transformador 2 dev 2,744 3,068 0,033 39,18

3 BARRA ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev -1,6 0,036 0,067 64

4 EL ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev 1,6 0,027 0,222 64

5 B.QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev -0,78 0,198 0,033 79,74

6 QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev 0,78 -0,162 1,045 79,67

7 B ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev 0,3 -0,016 0,042 95,42

8 ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev -0,3 0,029 0,013 95,23

TABLA 2.22 : Flujo de Potencia TRANSFORMADORES

2.6.1.1.1 Diagnóstico Caso 1 – Demanda Mínima

Los niveles de voltaje en cada una de las barras están dentro de los

parámetros permitidos de caídas de voltaje, siendo el punto más crítico en el

nodo ubicado en Zumbahua con 94.33%, debido a su extensa distancia con

respecto a la S/E San Rafael (zona ubicada en el paramo).

Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo

barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos

elementos del sistema.

Los transformadores no presentan problemas de cargabilidad, siendo el

transformador 4 el de mayor interés, ubicado en la Central Angamarca que tiene

una cargabilidad del 95% llegando casi a su valor de potencia nominal.

Ninguna línea de distribución del sistema presenta problemas de

cargabilidad, pues no sobrepasan el límite superior del 60 %, siendo el rango

optimo de rendimiento técnico – económico entre 30 % y 60% para líneas de

distribución.


2.6.1.2 Caso 1 - Demanda Máxima


Nombre V u V áng P carga Q carga P Gen Q Geb


1 ESPERANZA 13,669 99,05 -16,4 0,04 0,02 0 0

2 ANGAMARCA 13,915 100,83 -19,4 0,23 0,098 0 0

3 B ANGAMARCA 4,368 105 -17 0 0 0,3 0,31

4 B.QUINSALOMA 14,181 102,76 -17,8 0 0 0 0

5 BARRA ESTADO 13,914 100,83 -16,6 0 0 0 0

6 EL CORAZON 13,842 100,3 -19,2 0,5 0,213 0 0

7 EL ESTADO 4,368 105 -14,4 0 0 1,6 1,813

8 F ORIENTAL 13,84 100,29 -17,5 0,135 0,058 0 0

9 GUASAGANDA 13,507 97,88 -17,9 0,15 0,064 0 0

10 GUAYACAN 13,754 99,67 -17,3 0 0 0 0

11 LA MANA 13,907 100,78 -17,6 0,013 0,006 0 0

12 MORASPUNGO 14,077 102,01 -18,2 0,15 0,064 0 0

13 PILALO 13,056 94,61 -15,9 0,05 0,03 0 0

14 PUCAYACU 13,316 96,49 -18,3 0,5 0,213 0 0

15 QUINSALOMA 0,462 105 -15,5 0 0 0,78 0,434

16 S/E SAN RAFAEL 14,091 102,11 -3,9 8,1 3,451 0 0

17 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 10,298 4,656

18 ZUMBAHUA 11,726 84,97 -14,5 2,54 1,4 0 0




1 S/E SAN RAFAEL EQUIVALENTE ELEPCO Equivalente de red -10,298 -4,656 0,09



4 QUINSALOMA GEN A Máquina Sincrónica -0,39 -0,217 0,558

5 QUINSALOMA GEN B Máquina Sincrónica -0,39 -0,217 0,558

6 B ANGAMARCA GEN C Máquina Sincrónica -0,15 -0,155 0,029

7 B ANGAMARCA GEN D Máquina Sincrónica -0,15 -0,155 0,029







3 BARRA ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev -1,6 -1,683 0,096 92,12

4 EL ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev 1,6 1,813 0,32 92,12

5 B.QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev -0,78 -0,394 0,036 85,11

6 QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev 0,78 0,434 1,116 85,03

7 ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev -0,3 -0,286 0,017 130,18

8 B ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev 0,3 0,31 0,057 130,44




1 ESPERANZA PILA/ESPE Línea 0,9 1,619 0,078 24,83

2 ESPERANZA ESPE/ESTA Línea -0,94 -1,639 0,08 25,33

3 ANGAMARCA CORA-ANGA Línea 0,07 0,188 0,008 2,64

4 B.QUINSALOMA MANA-QUINSA Línea 0,188 0,315 0,015 4,74


6 BARRA ESTADO ESPE/ESTA Línea 0,961 1,663 0,08 25,3

7 BARRA ESTADO ESTA/GUAYA Línea 0,639 0,02 0,027 8,42

8 EL CORAZON MORAS-CORA Línea -0,431 -0,02 0,018 5,71

9 EL CORAZON CORA-ANGA Línea -0,069 -0,193 0,009 2,71

10 F ORIENTAL GUAYA/ORIEN Línea 0,035 0,26 0,011 3,48

11 F ORIENTAL ORIEN/MANA Línea -0,17 -0,318 0,015 4,77



14 GUAYACAN ESTA/GUAYA Línea -0,631 -0,018 0,027 8,42


16 GUAYACAN GUAYA/ORIEN Línea -0,033 -0,265 0,011 3,56

17 LA MANA ORIEN/MANA Línea 0,171 0,316 0,015 4,74

18 LA MANA MANA-QUINSA Línea -0,184 -0,322 0,015 4,88

19 MORASPUNGO MORAS-CORA Línea 0,438 0,015 0,018 5,7


21 PILALO ZUMB/PILA Línea 0,796 1,528 0,076 24,19

22 PILALO PILA/ESPE Línea -0,846 -1,558 0,078 24,89


24 S/E SAN RAFAEL RAFA/ZUM Línea 2,198 0,389 0,091 29,03

25 ZUMBAHUA RAFA/ZUM Línea -1,859 -0,001 0,092 29,06

26 ZUMBAHUA ZUMB/PILA Línea -0,681 -1,399 0,077 24,32



2.6.1.2.1 Diagnóstico Caso 1 – Demanda Máxima

Los niveles de voltaje en la mayoría de las barras están dentro de los

parámetros permitidos de caídas de voltaje, presenta un voltaje crítico de 84,97%,

en el nodo Zumbahua.




Los transformadores 2 (EL Estado) y 3 (Catazacon) no presentan

problemas de cargabilidad; pero están próximos a llegar a su potencia nominal.

Se tiene problemas de sobrecarga en el transformador 1 (S/E San Rafael) con

107%, y en especial con el 4 (Angamarca) con 130%, este ultimo presenta mayor

problema de sobrecarga, por lo tanto es importante poner énfasis en los sistemas

de ventilación y refrigeración de estos trasformadores; es importante plantear

soluciones a corto plazo para evitar problemas futuros.

Al igual que el caso anterior ninguna línea de distribución del sistema de

eléctrico de la zona occidental presenta problemas de cargabilidad, siendo los

porcentajes menores del 30%.

2.6.2 SIMULACIÓN DE CASO 2

La simulación se la realiza con condiciones actuales pero con

seccionamiento de la línea El corazón y Angamarca, por lo tanto la Operación de

la Central Angamarca es aislada y proporciona servicio solo a la zona del mismo

nombre, por lo tanto este sistema aislado no presenta ningún problema en

condiciones de operación en demanda máxima y mínima.

2.6.2.1 Caso 2 - Demanda Mínima



Nombre V u V áng P carga Q carga P Gen

kV % ° MW MVar MW

1 ESPERANZA 13,775 99,82 14,5 0,016 0,008 0

2 B.QUINSALOMA 13,923 100,89 19,1 0 0 0

3 BARRA ESTADO 13,873 100,53 15,4 0 0 0

4 EL CORAZON 13,708 99,34 18,6 0,2 0,085 0

5 EL ESTADO 4,179 100,46 17,7 0 0 1,6

6 F ORIENTAL 13,816 100,12 16,9 0,054 0,023 0

7 GUASAGANDA 13,703 99,3 15,8 0,06 0,026 0

8 GUAYACAN 13,798 99,98 16,1 0 0 0

9 LA MANA 13,836 100,26 17,4 0,005 0,002 0

10 MORASPUNGO 13,864 100,46 19 0,06 0,026 0

11 PILALO 13,543 98,14 12,2 0,02 0,012 0

12 PUCAYACU 13,629 98,76 15,7 0,2 0,085 0

13 QUINSALOMA 0,44 100 21,6 0 0,142 0,78

14 S/E SAN RAFAEL 14,227 103,09 -1,1 3,24 1,38 0

15 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 2,841

16 ZUMBAHUA 13,12 95,07 6,8 1,016 0,559 0





2 EL ESTADO GEN1 Máquina Sincrónica -0,8 0 0,111

3 EL ESTADO GEN 2 Máquina Sincrónica -0,8 0 0,111

4 QUINSALOMA GEN A Máquina Sincrónica -0,39 0,071 0,52

5 QUINSALOMA GEN B Máquina Sincrónica -0,39 0,071 0,52






3 EL ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev 1,6 0 0,221 63,7

4 BARRA ESTADO TRAFO 2 Transformador 2 dev -1,6 0,062 0,067 63,71

5 B.QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev -0,78 0,177 0,033 79,35

6 QUINSALOMA TRAFO 3 Transformador 2 dev 0,78 -0,142 1,04 79,28





1 ESPERANZA ESPE/ESTA Línea -1,753 0,484 0,076 24,2

2 ESPERANZA PILA/ESPE Línea 1,737 -0,492 0,076 24,02


4 B.QUINSALOMA MANA-QUINSA Línea 0,517 -0,274 0,024 7,71

5 BARRA ESTADO ESTA/GUAYA Línea -0,173 0,4 0,018 5,76

6 BARRA ESTADO ESPE/ESTA Línea 1,773 -0,462 0,076 24,21


8 F ORIENTAL ORIEN/MANA Línea -0,498 0,278 0,024 7,56

9 F ORIENTAL GUAYA/ORIEN Línea 0,444 -0,301 0,022 7,11



12 GUAYACAN ESTA/GUAYA Línea 0,176 -0,402 0,018 5,83

13 GUAYACAN GUAYA/ORIEN Línea -0,439 0,301 0,022 7,07


15 LA MANA ORIEN/MANA Línea 0,501 -0,278 0,024 7,58

16 LA MANA MANA-QUINSA Línea -0,506 0,276 0,024 7,63



19 PILALO ZUMB/PILA Línea 1,667 -0,56 0,075 23,8

20 PILALO PILA/ESPE Línea -1,687 0,548 0,076 24


22 S/E SAN RAFAEL RAFA/ZUM Línea -0,399 1,388 0,059 18,61

23 ZUMBAHUA ZUMB/PILA Línea -1,556 0,683 0,075 23,74

24 ZUMBAHUA RAFA/ZUM Línea 0,54 -1,242 0,06 18,92



Los niveles de voltaje en cada una de las barras no presentan problemas,

están dentro de los parámetros permitidos de caídas de voltaje por los entes

reguladores, siendo punto más crítico en el nodo ubicado en Zumbahua con

95.07% pero no presenta problemas.





Los transformadores no presentan problemas de cargabilidad, siendo el

transformador 3 el de mayor cargabilidad con 79% pero no representa problema

alguno.

No se presenta ninguna línea sobrecargada, los límites de cargabilidad son

bajos.

2.6.2.1 Caso 2 - Demanda Máxima


Nombre V u V áng P carga Q carga P Gen Q Gen


1 ESPERANZA 13,632 98,78 -17,9 0,04 0,02 0 0

4 B.QUINSALOMA 14,04 101,74 -19,7 0 0 0 0

5 BARRA ESTADO 13,879 100,57 -18,1 0 0 0 0

6 EL CORAZON 13,483 97,71 -20,9 0,5 0,213 0 0

7 EL ESTADO 4,368 105 -16 0 0 1,6 1,923

8 F ORIENTAL 13,756 99,68 -19,3 0,135 0,058 0 0

9 GUASAGANDA 13,446 97,43 -19,5 0,15 0,064 0 0

10 GUAYACAN 13,694 99,23 -19 0 0 0 0

11 LA MANA 13,812 100,09 -19,4 0,013 0,006 0 0

12 MORASPUNGO 13,886 100,63 -20 0,15 0,064 0 0

13 PILALO 13,014 94,3 -17,2 0,05 0,03 0 0

14 PUCAYACU 13,254 96,04 -19,9 0,5 0,213 0 0

15 QUINSALOMA 0,462 105 -17,3 0 0 0,78 0,626

16 S/E SAN RAFAEL 14,093 102,12 -3,9 8,1 3,451 0 0

17 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 10,418 4,645

18 ZUMBAHUA 11,676 84,61 -15,4 2,54 1,4 0 0





























8 F ORIENTAL GUAYA/ORIEN Línea -0,04 0,241 0,01 3,26

9 F ORIENTAL ORIEN/MANA Línea -0,095 -0,299 0,013 4,18





14 GUAYACAN GUAYA/ORIEN Línea 0,041 -0,246 0,011 3,34

15 LA MANA ORIEN/MANA Línea 0,096 0,297 0,013 4,14








23 ZUMBAHUA RAFA/ZUM Línea -1,944 0,067 0,096 30,53





Los niveles de voltaje en la mayoría de las barras están dentro de los

parámetros permitidos de caídas de voltaje, pero se presenta un gran problema

de caída de voltaje crítico en el nodo Zumbahua con 84,6%, por lo tanto es

importante mejorar la regulación en este nodo, además el nodo Pílalo presenta

94% que se puede considerar con problemas.




Los transformadores 2 (EL Estado) y 3 (Catazacon) no presentan

problemas de sobrecarga; pero están próximos a llegar a su potencia nominal, se

tiene problemas de sobrecarga en el transformador 1 (S/E San Rafael) con

108%, por lo tanto es importante poner énfasis en los sistemas de ventilación y

refrigeración en este transformador y además se recomienda conocer hasta que

porcentaje de sobrecarga admite el transformador.

Al igual que el caso anterior ninguna línea de distribución del sistema de

eléctrico de la zona occidental presenta problemas de cargabilidad.

2.6.3 SIMULACIÓN CASO 3

La simulación corresponde a condiciones actuales de operación tanto en

demanda mínima y máxima pero considerando la carga del Cantón La Mana

concesión EMELGUR.

2.6.3.1 Caso 3 – Demanda Mínima



Nombre V u V áng P carga Q carga P Gen Q Geb


1 ESPERANZA 13,556 98,23 -1,9 0,016 0,008 0 0

2 ANGAMARCA 13,512 97,91 -3,3 0,092 0,039 0 0

3 B ANGAMARCA 4,16 100 -0,8 0 0 0,3 0,151

4 B.QUINSALOMA 13,42 97,25 -3,4 0 0 0 0

5 BARRA ESTADO 13,608 98,61 -1,8 0 0 0 0

6 EL CORAZON 13,43 97,32 -3,5 0,2 0,085 0 0

7 EL ESTADO 4,16 100 0,5 0 0 1,6 0,599

8 F ORIENTAL 12,909 93,54 -3,9 0,054 0,023 0 0

9 GUASAGANDA 13,108 94,99 -3,2 0,06 0,026 0 0

10 GUAYACAN 13,208 95,71 -2,9 0 0 0 0

11 LA MANA 12,771 92,54 -4,3 1,505 0,641 0 0

12 MORASPUNGO 13,413 97,19 -3,4 0,06 0,026 0 0

13 PILALO 13,428 97,3 -2,3 0,02 0,012 0 0

14 PUCAYACU 13,031 94,43 -3,4 0,2 0,085 0 0

15 QUINSALOMA 0,44 100 -0,8 0 0 0,78 0,508

16 S/E SAN RAFAEL 14,314 103,73 -1,5 3,24 1,38 0 0

17 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 3,92 1,949

18 ZUMBAHUA 13,155 95,33 -2,9 1,016 0,559 0 0









6 B ANGAMARCA GEN C Máquina Sincrónica -0,15 -0,076 0,023

7 B ANGAMARCA GEN D Máquina Sincrónica -0,15 -0,076 0,023











7 B ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev 0,3 0,151 0,047 106,72

8 ANGAMARCA TRAFO 4 Transformador 2 dev -0,3 -0,135 0,014 106,51






3 ANGAMARCA CORA-ANGA Línea 0,208 0,096 0,01 3,11

4 B.QUINSALOMA QUINSA-MORAS Línea 0,053 -0,006 0,002 0,73




8 EL CORAZON MORAS-CORA Línea 0,007 0,015 0,001 0,23

9 EL CORAZON CORA-ANGA Línea -0,207 -0,101 0,01 3,14

10 F ORIENTAL ORIEN/MANA Línea 0,813 0,204 0,038 11,91

11 F ORIENTAL GUAYA/ORIEN Línea -0,867 -0,227 0,04 12,73




15 GUAYACAN GUAYA/ORIEN Línea 0,883 0,241 0,04 12,71


17 LA MANA ORIEN/MANA Línea -0,806 -0,198 0,038 11,91


19 MORASPUNGO MORAS-CORA Línea -0,007 -0,028 0,001 0,39

20 MORASPUNGO QUINSA-MORAS Línea -0,053 0,002 0,002 0,72






26 ZUMBAHUA RAFA/ZUM Línea -0,636 -0,417 0,033 10,6




Los niveles de voltaje en cada una de las barras están dentro de los

parámetros permitidos de caídas de voltaje, pero existe nodos con un bajo

porcentaje del nivel de voltaje nominal (Fideos Oriental 93.5% y Guasaganda

94%), siendo punto más crítico el nodo ubicado en La Mana con 92.54%, debido

a que este nodo cuenta con la incorporación de la carga del Cantón La Mana.




Los transformadores 1 (S/E San Rafael), 2 (El Estado) y 3 (Quinasloma)

no presentan problemas de sobrecarga, aunque el trafo 3 (El Estado) está cerca

del 100% de su potencia nominal, por otro lado el transformador 4 (Angamarca)

está sobrecargado 106.7% por lo tanto merece una atención especial.

Todas las líneas no presentan problemas de cargabilidad, por lo tanto no

merecen ninguna atención especial.

2.6.3.2 Caso 3 – Demanda Máxima

La simulación del sistema eléctrico en condiciones de demanda máxima

con la incorporación de la carga del Cantón La Mana provoca un BLACK-OUT del

sistema, por lo tanto el flujo no converge y sus resultados son inconsistentes.

A continuación se presenta un resumen de los datos desplegados por el

programa antes del Black-out del sistema.


DEMANDA MAXIMA ...Iniciar Análisis....

...Revisar Conectividad de la Red Cálculo de flujo de carga:

Proceso de iterac.: 1 . .1,411338e-001 2 . .3,872077e-002 3 . .3,855473e+001

Qmáx. Cambio de tipo de nodo de PV a PQ. Generador: GEN 2 (ID=292) Qmáx. Cambio de tipo de nodo de PV a PQ. Generador: GEN1 (ID=247)

.

.

.

46 . .5,896099e+001 47 . .6,140484e+001 48 . .1,486285e+001 49 . .4,063772e+000 50 . .1,312163e+000 51 . .1,863252e+001

Flujo de carga no converge!

Nodo-Irregularidades: ZUMBAHUA dU(*100): 0,0000; dS: 785,106207 MW 635,223702 Mvar

PILALO dU(*100): 0,0000; dS: 111,767211 MW 486,132566 Mvar GUAYACAN dU(*100): 0,0000; dS: -1,257039 MW 0,491118 Mvar

BARRA ESTADO dU(*100): 0,0000; dS: 58,507937 MW 93,108018 Mvar ESPERANZA dU(*100): 0,0000; dS: 0,053824 MW 0,034892 Mvar

B.QUINSALOMA dU(*100): 0,0000; dS: 53,371261 MW 97,056923 Mvar EL ESTADO dU(*100): 51,2893; dS: 11,708353 MW -0,025463 Mvar

FIGURA 4: Datos del Colapso del Sistema Eléctrico Occidental


El flujo de potencia no converge debido a un black-out del sistema eléctrico

al momento de conectar la carga del Cantón La Mana, los niveles de voltajes en

las barras se disparan y en otras se reduce totalmente, en cambio las líneas y

transformadores experimentan una gran sobrecarga que superan los límites de

cargabilidad de cada elemento, estas condiciones son propias de un colapso de

un sistema eléctrico o Black-Up.

2.6.4 SIMULACIÓN CASO 4

La simulación corresponde al alimentador del Cantón La Mana concesión

de EMELGUR.



Nodo Tipo Tipo Desde P Q I Cargabilidad


1 ENERMAX-CALOPE

EQUIVALENTE SNI

Equivalente de red

L1 -2,183 -1,119 0,059

L2 -2,194 -0,661 0,055

L3 -2,587 -0,895 0,065

2 S/E LA MANA -13.8 KV

TRAFO LA MANA

Transformador 2 dev

L1 -2,691 -1,018 0,348 41,55

L2 -1,858 -0,717 0,24 41,55

L3 -2,398 -0,906 0,309 41,55

TABLA 2.39 : Elementos Inyectores de Energía al Alimentador La Mana

Nombre u (%)

NODO L1 L2 L3

1 ENERMAX-CALOPE 104,94 105,07 104,99

2 S/E LA MANA-69KV 104,57 104,76 104,62

3 S/E LA MANA -13.8 KV 103,87 104,22 104,14

4 AV.19 MAYO-N1 102,81 103,94 103,05

5 AV.19 MAYO-N2 102,55 103,88 102,79

6 AV.19 MAYO-N3 102,31 103,83 102,57

7 AV.19 MAYO-N4 102,07 103,76 102,34

8 AV.19 MAYO-N5 101,89 103,67 102,1

9 AV.19 MAYO-N6 101,77 103,61 101,95

10 AV.19 MAYO-N7 101,54 103,48 101,63

11 AV.19 MAYO-N8 101,39 103,37 101,41

12 AV.19 MAYO-N9 101,32 103,32 101,31

13 AV.19 MAYO-N10 101,16 103,19 101,04

14 AV.19 MAYO-N11 101,01 103,06 100,78

15 AV.19 MAYO-N12 100,95 103,01 100,71

16 AV.19 MAYO-N13 100,87 102,95 100,62

17 AV.19 MAYO-N14 100,82 102,9 100,57

18 AV.19 MAYO-N15 100,8 102,91 100,53

19 AV.19 MAYO-N16 100,79 102,91 100,5

20 ESPEJO-N1 101 103,06 100,76

21 ESPEJO-N2 101 103,05 100,73

22 ESPEJO-N3 100,93 103,04 100,72

TABLA 2.40 : Niveles de voltajes por nodo – Alimentador La Mana


Tipo Tipo Cargabilidad

Nombre %

23 ENERMAX-S/E LA MANA Línea 14,58

32 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA Línea 65,95

27 TUNGURAHUA-BOLIVAR Línea 85,84

25 COTOPAXI-TUNGURAHUA Línea 85,85

21 26 OCTUBRE-COTOPAXI Línea 79,51

19 ITURRALDE-26 DE OCTUBRE Línea 63,84

17 VILLACIS-ITURRALDE Línea 62,57

15 CARRION-VILLACIS Línea 62,57

13 ANTISANA-CARRION Línea 59,26

1 PEREZ-ANTISANA Línea 59,26

2 IBARRA-PEREZ Línea 59,26

10 ESPEJO-IBARRA Línea 56,69

9 LOZANO-CALAVI Línea 35,71

7 MANABI- LOZANO Línea 35,72

6 ALAMOS-SAN PABLO Línea 31,12

5 M SILVA- ALAMOS Línea 13,03

3 E GALLO-M SILVA Línea 8,51

28 ESPEJO-ALBARRASIN Línea 27,59

35 ALBARRASIN-PUJILI Línea 22,52

37 PUJILI-GUYAQUIL Línea 6,42

TABLA 2.41 : Cargabilidad del Alimentador La Mana

2.6.4.1 Diagnóstico Caso 4 – Alimentador Cantón La Mana

Los niveles de voltaje en cada uno de los nodos que forman parte de la

troncal principal que forma el alimentador La Mana están dentro de los límites de

regulación establecidos por las normas ± 5 % de regulación; es decir entre 95% y

105% , por lo tanto los nodos del sistema del alimentador cumplen y están dentro

de este rango.

La cargabilidad de las líneas se recomienda que estén dentro de un rango

entre 30% y 60% para una mejor aprovechamiento de las mismas, bajo este

criterio se observan que existen líneas que están dentro de este rango, cabe

observar que al principio del alimentador se observa las cargabilidades superiores

al 60 % ya que el alimentador tiene topología de red radial con una troncal


principal con derivaciones monofásicas, en cambio en el extremo del alimentador

se tiene valores menores de 30%.

Otro factor que puede afectar la cargabilidad del alimentador seria el calibre

del conductor ya que la mayor parte del tramo está hecho con calibre # 2 tipo

ACSR.

2.7 ESTUDIO DE PÉRDIDAS

El valor de las pérdidas es uno de indicadores de la gestión técnico-

administrativa de las Empresas Eléctricas, por lo tanto es imprescindible conocer

y evaluar la incidencia de las mismas.

Existen dos tipos de pérdidas establecidas: perdidas técnicas y pérdidas no

técnicas, siendo las primeras el centro de atención de este estudio de pérdidas.

2.7.1 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Las pérdidas no técnicas constituyen una pérdida real de energía para una

economía. En efecto esta energía es utilizada por algún consumidor o no de la

empresa Distribuidora, del cual la Empresa Eléctrica recibe una parte o ninguna

retribución económica por prestación de este “servicio”.

2.7.2 PÉRDIDAS TÉCNICAS

Se deben en general a las condiciones propias de las instalaciones, del

manejo y conducción de la energía. Están provocadas por la circulación de la

corriente eléctrica a través del sistema eléctrico, su magnitud depende de las

características de las redes y de la carga abastecida.

Este tipo de pérdidas constituyen la parte fundamental de este estudio de

pérdidas, puesto que está relacionado con las pérdidas producidas en el sistema

eléctrico en cada una de sus etapas, generación, transmisión, sub-transmisión y

distribución de energía eléctrica. El enfoque será destinado a la de etapa de


distribución de energía eléctrica del sistema eléctrico de la zona occidental

conjuntamente con el alimentador del Cantón La Mana.

2.7.2.1 Pérdidas Técnicas Caso 1

2.7.2.1.1 Caso 1 – Demanda Mínima

A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:

Desde Pérdidas P Pérdidas Q P Gen Q Gen P carga Q carga

Área/Zona MW MVar MW MVar MW MVar

Red 0,461 0,671 5,424 2,916 4,963 2,245

TABLA 2.42 : Pérdidas Técnicas Totales del Sistema

Un Pérdidas P de Línea

Pérdidas Q de Línea

Pérdidas P de Transformador

Pérdidas Q de Transformador

kV MW MVar MW MVar

13,8 0,461 0,452 0 0,112

69 0 0 0 0,108

TABLA 2.43 : Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema

ID Tipo Tipo P Q Pérdidas P Pérdidas Q Pérdidas P

Nombre MW Mvar MW Mvar %

1 RAFA/ZUM Línea 0,682 -1,379 0,1857 0,2007 27,23

2 ZUMB/PILA Línea 1,836 -0,664 0,1381 0,1561 7,52

3 PILA/ESPE Línea 1,919 -0,581 0,0627 0,0708 3,27

4 ESPE/ESTA Línea 1,96 -0,545 0,0249 0,028 1,27

5 ESTA/GUAYA Línea 0,367 -0,507 0,0069 0,0022 1,88

6 GUAYA-GUASA Línea 0,262 0,101 0,0014 -0,0044 0,53

7 GUASA-PUCA Línea 0,201 0,08 0,0009 -0,005 0,45

8 GUAYA/ORIEN Línea 0,639 -0,399 0,01 0,006 1,56

9 ORIEN/MANA Línea 0,699 -0,373 0,0055 0,0036 0,79

10 MANA-QUINSA Línea 0,726 -0,356 0,0225 0,0148 3,10

11 QUINSA-MORAS Línea 0,054 0,158 0,0003 -0,0036 0,56

12 MORAS-CORA Línea 0,007 -0,149 0,0008 -0,0124 11,43

13 CORA-ANGA Línea 0,208 -0,069 0,0008 -0,0052 0,38

TABLA 2.44 : Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema


Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 1

(demanda mínima) corresponden a 0,461 MW que equivale al 8.8 % de la

potencia que el sistema requiere; la cual es 5,24 MW, estas pérdidas son

exclusivamente producidas en las líneas.

Las líneas que presentan mayor problema son la línea Moraspungo-El

Corazón con 11.43% y la S/E San Rafael-Zumbahua con 27.23% en pérdidas de

potencia activa, siendo la segunda línea la que contribuye con un 40.33 % de las

pérdidas totales del sistema occidental.

2.7.2.1.2 Caso 1 – Demanda Máxima




Red 0,57 1,598 12,978 7,213 12,408 5,615






kV MW MVar MW MVar

13,8 0,57 0,587 0 0,195

69 0 0 0 0,816





1 RAFA/ZUM Línea 2,198 0,389 0,3386 0,3882 15,40

2 ZUMB/PILA Línea 0,796 1,528 0,115 0,1295 14,45

3 PILA/ESPE Línea 0,9 1,619 0,0539 0,0602 5,99

4 ESPE/ESTA Línea 0,961 1,663 0,0218 0,0243 2,27

5 ESTA/GUAYA Línea 0,639 0,02 0,0071 0,0024 1,11

6 GUAYA-GUASA Línea 0,665 0,283 0,0093 0,0053 1,40

7 GUASA-PUCA Línea 0,506 0,214 0,0056 0,0009 1,11

8 GUAYA/ORIEN Línea 0,035 0,26 0,0012 -0,0047 3,43

9 ORIEN/MANA Línea 0,171 0,316 0,0011 -0,0018 0,64

10 MANA-QUINSA Línea 0,188 0,315 0,0046 -0,0072 2,45

11 QUINSA-MORAS Línea 0,592 0,079 0,0038 0,0005 0,64

12 MORAS-CORA Línea 0,438 0,015 0,007 -0,0051 1,60

13 CORA-ANGA Línea 0,07 0,188 0,0007 -0,0054 1,00



(demanda máxima) corresponden a 0,57 MW que equivale al 4.39 % de la

potencia total que el sistema requiere; la cual es 12.98 MW, estas pérdidas son


Las líneas que presentan mayor problema son la línea San Rafael -

Zumbahua con 15.40% y la Zumbahua - Pilaló con 14.45 % en pérdidas de

potencia activa, siendo los porcentajes de contribución el 59.43% y 20.19 %

respectivamente a las pérdidas totales del sistema occidental, la primera línea

merece una mayor atención ya que contribuye con más de la mitad de las

pérdidas totales.







Red 0,35 0,525 5,221 2,731 4,871 2,206






kV MW MVar MW MVar

13,8 0,35 0,323 0 0,098

69 0 0 0 0,104




1 RAFA/ZUM Línea 0,54 -1,242 0,1413 0,1468 26,17

2 ZUMB/PILA Línea 1,667 -0,56 0,1105 0,1225 6,63

3 PILA/ESPE Línea 1,737 -0,492 0,0503 0,0556 2,90

4 ESPE/ESTA Línea 1,773 -0,462 0,02 0,0221 1,13

5 ESTA/GUAYA Línea 0,176 -0,402 0,0034 -0,0021 1,93


7 GUASA-PUCA Línea 0,201 0,08 0,0008 -0,005 0,40

8 GUAYA/ORIEN Línea 0,444 -0,301 0,005 -0,0001 1,13

9 ORIEN/MANA Línea 0,501 -0,278 0,0029 0,0004 0,58

10 MANA-QUINSA Línea 0,517 -0,274 0,0118 0,0017 2,28

11 QUINSA-MORAS Línea 0,263 0,097 0,0009 -0,0029 0,34

12 MORAS-CORA Línea 0,202 0,074 0,0018 -0,0111 0,89



(demanda mínima) corresponden a 0,35 MW que equivale al 6.7 % de la potencia

total que el sistema requiere; la cual es 5,22 MW, estas pérdidas son


Las línea que presentan mayor problema es la línea San Rafael-Zumbahua

con 26.17% en pérdidas de potencia activa, la que contribuye con un 40.36 % de

las pérdidas totales del sistema occidental.






Red 0,62 1,676 12,798 7,194 12,178 5,517






kV MW MVar MW MVar

13,8 0,62 0,655 0 0,19

69 0 0 0 0,831




1 RAFA/ZUM Línea 2,318 0,364 0,3739 0,431 16,13

2 ZUMB/PILA Línea 0,716 1,603 0,1202 0,1359 16,79

3 PILA/ESPE Línea 0,822 1,696 0,0562 0,063 6,84

4 ESPE/ESTA Línea 0,885 1,742 0,0227 0,0254 2,56

5 ESTA/GUAYA Línea 0,715 0,042 0,009 0,0047 1,26

6 GUAYA-GUASA Línea 0,665 0,283 0,0094 0,0054 1,41

7 GUASA-PUCA Línea 0,506 0,214 0,0056 0,001 1,11

8 GUAYA/ORIEN Línea 0,041 -0,246 0,0011 -0,0048 2,68

9 ORIEN/MANA Línea 0,096 0,297 0,0009 -0,002 0,94

10 QUINSA-MORAS Línea 0,667 0,281 0,0057 0,0029 0,85

11 MANA-QUINSA Línea 0,113 0,294 0,0035 -0,0083 3,10

12 MORAS-CORA Línea 0,512 0,214 0,0116 0,001 2,27



(demanda máxima) corresponden a 0,62 MW que equivale al 4.84 % de la

potencia total que el sistema requiere; la cual es 12.798 MW, estas pérdidas son



Las líneas que presentan mayor problema son la línea San Rafael -

Zumbahua con 16.13% y la Zumbahua - Pilalo con 16.79 % en pérdidas de

potencia activa, siendo los porcentajes de contribución el 60.33 % y 19.39 %

respectivamente a las pérdidas totales del sistema occidental.






Red 0,137 0,324 6,6 3,208 6,463 2,884






kV MW MVar MW MVar

13,8 0,137 0,065 0 0,137

69 0 0 0 0,122




1 RAFA/ZUM Línea 0,68 0,446 0,0443 0,0291 6,51

2 ZUMB/PILA Línea 0,386 0,138 0,0062 -0,0037 1,61

3 PILA/ESPE Línea 0,409 0,149 0,003 -0,0015 0,73

4 ESPE/ESTA Línea 0,427 0,156 0,0013 -0,0005 0,30

5 ESTA/GUAYA Línea 1,173 0,372 0,0276 0,0276 2,35


7 GUASA-PUCA Línea 0,201 0,081 0,0009 -0,0044 0,45

8 GUAYA/ORIEN Línea 0,883 0,241 0,0162 0,0141 1,83

9 ORIEN/MANA Línea 0,813 0,204 0,0071 0,0059 0,87

10 MANA-QUINSA Línea 0,727 0,466 0,0281 0,0228 3,87

11 QUINSA-MORAS Línea 0,053 -0,006 0 -0,0037 0,00

12 MORAS-CORA Línea 0,007 0,015 0 -0,0125 0,00

13 CORA-ANGA Línea 0,208 0,096 0,001 -0,0047 0,48




(demanda mínima) corresponden a 0,137 MW que equivale al 2.2 % de la

potencia que el sistema requiere; la cual es 6,6 MW, estas pérdidas son


La única línea que se podría considerar con problemas es la San Rafael-

Zumbahua con 6.51 % en pérdidas de potencia activa, esta línea contribuye con

un 32.29 % de las pérdidas totales del sistema occidental.


Como anteriormente se comento para la simulación del flujo de potencia

para esta condición de operación (conectada la carga Cantón La Mana) se

produce un Black-out o colapso del sistema; el flujo y análisis no converge, por lo

tanto no se presentan resultados de pérdidas y los resultados no son

consistentes.



Área/Zona P Pérdidas Q Pérdidas P Gen Q Gen P Carga Q Carga Qc Paralelo QI Paralelo

MW MVar MW MVar MW MVar MVar MVar

Red 0,093 0,163 6,964 2,675 6,872 2,57 0 0

TABLA 2.57 : Pérdidas Técnicas Totales del Alimentador La Mana

Nodo Tipo Tipo Desde Pérd. P Pérd. Q Tap

Nombre Nombre MW Mvar

1 S/E LA MANA -13.8 KV

TRAFO LA MANA

Transformador 2 dev

L1 0 0,058 3

L2 0 0,058

L3 0 0,058

TABLA 2.58 : Pérdidas Técnicas del Trasformador de S/E La Mana


Nombre Pérdidas (KW) Pérdidas %

Linea L1 L2 L3 Total L1 L2 L3

1 ENERMAX-S/E LA MANA 5,6 4,8 6,9 17,3 0,257 0,219 0,267

2 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 11,7 1,6 12,2 25,5 0,726 0,203 0,925

3 TUNGURAHUA-BOLIVAR 3,2 0,4 3,1 6,7 0,199 0,058 0,236

7 COTOPAXI-TUNGURAHUA 3,1 0,3 2,5 5,9 0,193 0,043 0,203

8 26 OCTUBRE-COTOPAXI 2,9 0,4 2,6 5,9 0,195 0,058 0,218

9 ITURRALDE-26 DE OCTUBRE 1,6 0,6 2,5 4,7 0,139 0,087 0,210

13 VILLACIS-ITURRALDE 1,1 0,4 1,6 3,1 0,096 0,058 0,137

14 CARRION-VILLACIS 1,9 0,9 3,2 6 0,178 0,130 0,275

15 ANTISANA-CARRION 1,2 0,7 2,2 4,1 0,124 0,101 0,200

16 PEREZ-ANTISANA 0,5 0,3 0,9 1,7 0,052 0,043 0,082

17 IBARRA-PEREZ 1,1 0,8 2,6 4,5 0,127 0,124 0,237

18 ESPEJO-IBARRA 1 0,8 2,4 4,2 0,121 0,125 0,229

19 LOZANO-CALAVI 0,3 0,2 0,4 0,9 0,047 0,037 0,061

20 MANABI- LOZANO 0,4 0,3 0,5 1,2 0,066 0,056 0,076

21 ALAMOS-SAN PABLO 0,3 0,2 0,2 0,7 0,052 0,041 0,039

22 M SILVA- ALAMOS 0 0 0,1 0,1 0,000 0,000 0,042

23 E GALLO-M SILVA 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000

24 ESPEJO-ALBARRASIN 0 0 0,1 0,1 0,000 0,000 0,026

25 ALBARRASIN-PUJILI 0 0 0,1 0,1 0,000 0,000 0,032

26 PUJILI-GUYAQUIL 0,1 0 0 0,1 0,084 0,000 0,000

TOTAL 36 12,7 44,1 92,8

TABLA 2.59 : Pérdidas Técnicas de las líneas del Alimentador La Mana

Las pérdidas totales del alimentador La Mana (EMELGUR) es 93 KW que

equivale al 1.34 % de la potencia que este alimentador requiere; la cual es 6.96

MW, zona que corresponde dentro de los límites provinciales entre Los Ríos y

Cotopaxi, estas pérdidas son exclusivamente producidas en las líneas de

distribución.

La línea que presenta mayor problema es la que corresponde a la línea que

une la S/E La Mana (ELEPCO) con el alimentador La Mana (EMELGUR) esta

línea es virtual ya que se considero un punto de interconexión mas cercano de la

Sub-estación con el Alimentador, cabe resaltar que en el capitulo referente a la

planificación del sistema se buscara el mejor punto de interconexión.


Las pérdidas de la línea anteriormente mencionada es 25.5KW que

corresponden al 27.42 % de las pérdidas totales, en la tabla 2.7.15 se detalla las

pérdidas por cada una de las fases de cada línea tanto en KW y en porcentaje.

En las pérdidas por fase se observa que la fase que genera mayores

pérdidas es la línea L3 o fase C con 44,41KW que equivale el 47.52 % de las

pérdidas totales, luego se tiene la Línea L1 (fase A) con 36 KW y la de menor

pérdidas es la línea L2 (fase B) con 12.7 KW contribuyen con el 38.79% y 13.69

% del total de pérdidas respectivamente.

En el ANEXO 5 se encuentran los resultados totales expulsados por el

programa NEPLAN para flujos de potencia, se presentan resultados por nodos y

por elementos de todo el sistema y se especifica todos los parámetros eléctricos

incluidos sus pérdidas.

2.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS

Mediante el estudio de cortocircuitos se calcula los valores de las corrientes

para los diferentes tipos de falla en varios puntos del sistema. Los datos

estadísticos de la Empresa Eléctrica ELEPCO S.A. indican que los lugares con

mayor probabilidad de falla en el sistema occidental son: Barra 13.8 Kv S/E San

Rafael, nodo sector Zumbahua, Barra a 13.8 Kv Central El Estado, la Barra 13.8

Kv Central Quinsaloma y la Línea San Rafael – Zumbahua, por lo tanto se realiza

un análisis detallado en estos casos.

La simulación de cortocircuitos se realiza en condiciones de operación

actuales considerando demanda máxima (Caso 1), los tipos de fallas

consideradas son: falla monofásica, falla bifásica y falla trifásica, tanto para fallas

en nodos como en líneas del sistema occidental y el alimentador La Mana.


Los cálculos de cortocircuitos se realizan mediante el método IEC60909

propio del programa.

2.8.1 CORTOCIRCUITOS EN NODOS DEL SISTEMA

OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO

Cuando un sistema experimenta una falla por cortocircuito en un nodo o

barra de un sistema eléctrico de cualquier topología de red genera la corriente de

de falla o cortocircuito, esta corriente es la suma de los respectivos aportes de

corriente de elementos que inyectan energía eléctrica a un sistema, a estas

corrientes se les conoce como corrientes de aporte de falla.

Los elementos en el sistema en estudio que aportaran a la falla son: La S/E

San Rafael, La Central El Estado, La Central Quinsaloma y La Central Angamarca

mediante sus respectivas líneas hasta el punto de falla.

Las cargas de un sistema eléctrico no aportan corrientes de falla hacia el

punto del cortocircuito.

2.8.1.1 Cortocircuito Monofásico

Se considera la línea L1 o fase A como la línea que experimenta

cortocircuito monofásico.

A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para

cada nodo:


Ubicación de Falla Vn Aportes I falla Ik"(RST) Sk"(RST)

Nodo kV Elemento kA kA MVA

L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3

1 S/E SAN RAFAEL 13,8 RAFA/ZUM 0,161 0,056 0,056

3,598 0 0 28,663 0 0 TRAFO 1 3,445 0,056 0,056

2 ZUMBAHUA 13,8 ZUMB/PILA 0,252 0,017 0,017

0,523 0 0 4,165 0 0 RAFA/ZUM 0,272 0,017 0,017

3 PILALO 13,8 ZUMB/PILA 0,201 0,036 0,036

0,645 0 0 5,136 0 0 PILA/ESPE 0,448 0,036 0,036

4 ESPERANZA 13,8 ESPE/ESTA 0,684 0,057 0,057

0,865 0 0 6,889 0 0 PILA/ESPE 0,192 0,057 0,057

5 BARRA CENTRAL EL ESTADO 13,8

TRAFO 2 0,698 0,119 0,119

1,031 0 0 8,214 0 0 ESTA/GUAYA 0,162 0,048 0,048

ESPE/ESTA 0,195 0,073 0,073

6 GUAYACAN 13,8 ESTA/GUAYA 0,494 0,01 0,01

0,672 0 0 5,354 0 0 GUAYA/ORIE 0,178 0,01 0,01

7 GUASAGANDA 13,8 GUAYA-GUASA 0,425 0 0 0,425 0 0 3,387 0 0

8 PUCAYACU 13,8 GUASA-PUCA 0,31 0 0 0,31 0 0 2,472 0 0

9 FABRICA

ORIENTAL 13,8 GUAYA/ORIE 0,348 0,011 0,011

0,556 0 0 4,426 0 0 ORIE/MANA 0,209 0,011 0,011

10 LA MANA 13,8 ORIE/MANA 0,305 0,02 0,02

0,533 0 0 4,25 0 0 MANA-QUINSA 0,23 0,02 0,02

11 BARRA CENTRAL QUINSALOMA 13,8

QUINSA-MORAS 0,056 0,028 0,028

0,609 0 0 4,849 0 0 MANA-QUINSA 0,221 0,063 0,063

TRAFO 3 0,342 0,09 0,09

12 MORASPUNGO 13,8 MORAS-CORA 0,051 0,026 0,026

0,473 0 0 3,679 0 0 QUINSA-MORAS 0,424 0,026 0,026

13 EL CORAZON 13,8 MORAS-CORA 0,232 0,022 0,022

0,273 0 0 2,174 0 0 CORA-ANGA 0,043 0,022 0,022

14 BARRA CENTRAL ANGAMARCA

13,8 TRAFO 4 0,042 0,021 0,021

0,229 0 0 1,828 0 0 CORA-ANGA 0,19 0,021 0,021

TABLA 2.60 : Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema

Una falla monofásica en la barra de La S/E San Rafael a 13.8 Kv, Central

El Estado, Central Quinsaloma y Central Angamarca implica una corriente de falla

de 3.6 KA, 1.03 KA, 0.609 KA, 0.23 KA respectivamente, por lo tanto los

elementos de protección como los disyuntores y reconectadores deben estar

dispuestos a de despejar este tipo de falla con esta magnitud de corriente.


Los nodos situados a lo largo del sistema eléctrico en cada una de las

concentraciones de carga están protegidos por seccionadores característicos de

este nivel de voltaje a 13.8 KV, esto para todos los casos.

2.8.1.2 Cortocircuito Bifásico

Se consideran las líneas L2 y L3 o fase B y C como las líneas que

experimenta cortocircuito bifásico:



L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3

1 S/E SAN RAFAEL 13,8

RAFA/ZUM 0 0,151 0,151 0 2,513 2,513 0 20,018 20,018

TRAFO 1 0 2,368 2,368

2 ZUMBAHUA 13,8 ZUMB/PILA 0 0,259 0,259

0 0,571 0,571 0 4,553 4,553 RAFA/ZUM 0 0,315 0,315

3 PILALO 13,8 ZUMB/PILA 0 0,221 0,221

0 0,601 0,601 0 4,792 4,792 PILA/ESPE 0 0,389 0,389

4 ESPERANZA 13,8 ESPE/ESTA 0 0,494 0,494

0 0,675 0,675 0 5,375 5,375 PILA/ESPE 0 0,195 0,195

5 BARRA

CENTRAL EL ESTADO

13,8

TRAFO 2 0 0,409 0,409

0 0,718 0,718 0 5,718 5,718 ESTA/GUAYA 0 0,146 0,146

ESPE/ESTA 0 0,186 0,186

6 GUAYACAN 13,8 ESTA/GUAYA 0 0,418 0,418

0 0,58 0,58 0 4,617 4,617 GUAYA/ORIE 0 0,162 0,162

7 GUASAGANDA 13,8 GUAYA-GUASA 0 0,418 0,418 0 0,418 0,418 0 3,327 3,327

8 PUCAYACU 13,8 GUASA-PUCA 0 0,325 0,325 0 0,325 0,325 0 2,59 2,59

9 FABRICA ORIENTAL 13,8

GUAYA/ORIE 0 0,327 0,327 0 0,506 0,506 0 4,031 4,031

ORIE/MANA 0 0,18 0,18

10 LA MANA 13,8 ORIE/MANA 0 0,294 0,294

0 0,483 0,483 0 3,851 3,851 MANA-QUINSA 0 0,192 0,192

11 BARRA

CENTRAL QUINSALOMA

13,8

QUINSA-MORAS 0 0,062 0,062

0 0,45 0,45 0 3,589 3,589 MANA-QUINSA 0 0,21 0,21

TRAFO 3 0 0,188 0,188

12 MORASPUNGO 13,8 MORAS-CORA 0 0,064 0,064

0 0,397 0,397 0 3,16 3,16 QUINSA-MORAS 0 0,334 0,334

13 EL CORAZON 13,8 MORAS-CORA 0 0,225 0,225

0 0,291 0,291 0 2,315 2,315 CORA-ANGA 0 0,069 0,069

14 BARRA

CENTRAL ANGAMARCA

13,8 TRAFO 4 0 0,072 0,072

0 0,262 0,262 0 2,088 2,088 CORA-ANGA 0 0,195 0,195



Una falla bifásica en la barra de La S/E San Rafael, Central El Estado,

Central Quinsaloma y Central Angamarca al lado 13.8 Kv implica una corriente de

falla de 2.5 KA, 0.718 KA, 0.45 KA, 0.26 KA respectivamente; se observa que son

menores que las monofásicas; por lo tanto al proteger los equipos con corrientes

de falla monofásica se cubre fallas de este tipo.

2.7.1.3 Cortocircuito Trifásico

Se consideran que las líneas L2, L3, L3 experimentan cortocircuito

trifásico, a continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para

cada nodo:



1 S/E SAN RAFAEL 13,8 RAFA/ZUM 0,175

2,901 69,345 TRAFO 1 2,735

2 ZUMBAHUA 13,8 ZUMB/PILA 0,299

0,66 15,773 RAFA/ZUM 0,364

3 PILALO 13,8 ZUMB/PILA 0,255

0,695 16,6 PILA/ESPE 0,449

4 ESPERANZA 13,8 ESPE/ESTA 0,571

0,779 18,62 PILA/ESPE 0,225

5 BARRA CENTRAL EL ESTADO 13,8

TRAFO 2 0,473

0,829 19,806 ESTA/GUAYA 0,169

ESPE/ESTA 0,215

6 GUAYACAN 13,8 ESTA/GUAYA 0,483

0,669 15,995 GUAYA/ORIE 0,187

7 GUASAGANDA 13,8 GUAYA-GUASA 0,482 0,482 11,526

8 PUCAYACU 13,8 GUASA-PUCA 0,375 0,375 8,973

9 FABRICA ORIENTAL 13,8 GUAYA/ORIE 0,377

0,584 13,963 ORIE/MANA 0,208

10 LA MANA 13,8 ORIE/MANA 0,34

0,558 13,341 MANA-QUINSA 0,221

11 BARRA CENTRAL QUINSALOMA 13,8

QUINSA-MORAS 0,072

0,52 12,432 MANA-QUINSA 0,242

TRAFO 3 0,217

12 MORASPUNGO 13,8 MORAS-CORA 0,074

0,458 10,947 QUINSA-MORAS 0,386

13 EL CORAZON 13,8 MORAS-CORA 0,26

0,336 8,02 CORA-ANGA 0,08

14 BARRA CENTRAL ANGAMARCA 13,8 TRAFO 4 0,084

0,303 7,233 CORA-ANGA 0,226



Una falla trifásica en la barra de La S/E San Rafael, Central El Estado,

Central Quinsaloma y Central Angamarca al lado 13.8 Kv implica una corriente de

falla de 2.9 KA, 0.829 KA, 0.52 KA, 0.303 KA respectivamente, las mismas son

mayores que la bifásicas y menores que las monofásicas, es importante

complementar los criterios de protecciones para una mejor protección de las

instalaciones.

2.8.2 CORTOCIRCUITOS EN LÍNEAS DEL SISTEMA

OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO

Las fallas de cortocircuitos en las líneas se las realiza a la mitad de su

distancia, es decir punto de falla al 50 % de la línea, la simulación de

cortocircuitos se realiza a todas las líneas.

El estudio de cortocircuitos en las líneas permiten obtener los parámetros

para realizar protecciones a distancia (relé 21), por lo tanto esta información

puede ser de gran utilidad para la empresa, ya que la mayor parte de fallas se

debe a descargas atmosféricas que ocurren en las líneas de la zona occidental,

en especial los tramos que se ubican en el paramo entre Zumbahua - Pilalo y sus

zonas aledañas.

2.8.2.1 Cortocircuito Monofásico


cada línea, se asume la fase A en falla:


Ubicación de Falla Vn Ik"(RST) VL-T (RST) Sk"(RST)

LINEA kV kA kV MVA

L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3

1 RAFAEL/ZUMBAHUA 13,8 0,67 0 0 8,764 2,037 2,037 5,338 0 0

2 ZUMBAHUA/PILALO 13,8 0,548 0 0 8,764 1,441 1,441 4,363 0 0

3 PILALO/ESPERANZA 13,8 0,73 0 0 8,764 0,058 0,058 5,814 0 0

4 ESPERANZA/ESTADO 13,8 0,939 0 0 8,764 1,505 1,505 7,481 0 0

5 ESTADO/GUAYACAN 13,8 0,798 0 0 8,764 0,739 0,739 6,36 0 0

6 GUAYACAN/GUASAGANDA 13,8 0,521 0 0 8,764 0,624 0,624 4,152 0 0

7 GUASAGANDA/PUCAYACU 13,8 0,359 0 0 8,764 1,326 1,326 2,858 0 0

8 GUAYACAN/ORIENTAL 13,8 0,598 0 0 8,764 0,312 0,312 4,768 0 0

9 ORIENTAL/LA MANA 13,8 0,542 0 0 8,764 0,428 0,428 4,321 0 0

10 LA MANA/QUINSALOMA 13,8 0,537 0 0 8,764 0,188 0,188 4,28 0 0

11 QUINSALOMA/MORASPUNGO 13,8 0,532 0 0 8,764 0,884 0,884 4,241 0 0

12 MORASPUNGO/CORAZON 13,8 0,345 0 0 8,764 0,909 0,909 2,748 0 0

13 CORAZON/ANGAMARCA 13,8 0,249 0 0 8,764 1,897 1,897 1,985 0 0


Una falla en la línea La esperanza – Central El Estado presenta mayor

corriente de falla 0,939 KA, se debe a que la línea es muy corta y la falla al 50 %

implica poca relación de impedancia, por lo tanto es importante proteger al

sistema cuando se presenta una falla de este tipo en esta línea, mediante una

protección a distancia.

La Línea San Rafael – Zumbahua de mayor probabilidad de presentar una

falla tiene 0,67 KA, con este dato y otros de resistencia e impedancia se puede

realizar una protección a distancia y evitar problemas de descargas atmosféricas.

2.8.2.2 Cortocircuito Bifásico


cada línea, se asume la fase B-C en falla:



LINEA kV kA kV MVA

L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3

1 RAFAEL/ZUMBAHUA 13,8 0 0,752 0,752 0 7,59 7,59 0 5,994 5,994

2 ZUMBAHUA/PILALO 13,8 0 0,567 0,567 0 7,59 7,59 0 4,514 4,514

3 PILALO/ESPERANZA 13,8 0 0,632 0,632 0 7,59 7,59 0 5,037 5,037

4 ESPERANZA/ESTADO 13,8 0 0,695 0,695 0 7,59 7,59 0 5,537 5,537

5 ESTADO/GUAYACAN 13,8 0 0,638 0,638 0 7,59 7,59 0 5,08 5,08

6 GUAYACAN/GUASAGANDA 13,8 0 0,486 0,486 0 7,59 7,59 0 3,872 3,872

7 GUASAGANDA/PUCAYACU 13,8 0 0,366 0,366 0 7,59 7,59 0 2,914 2,914

8 GUAYACAN/ORIENTAL 13,8 0 0,537 0,537 0 7,59 7,59 0 4,279 4,279

9 ORIENTAL/LA MANA 13,8 0 0,494 0,494 0 7,59 7,59 0 3,934 3,934

10 LA MANA/QUINSALOMA 13,8 0 0,457 0,457 0 7,59 7,59 0 3,644 3,644

11 QUINSALOMA/MORASPUNGO 13,8 0 0,422 0,422 0 7,59 7,59 0 3,359 3,359

12 MORASPUNGO/CORAZON 13,8 0 0,333 0,333 0 7,59 7,59 0 2,655 2,655

13 CORAZON/ANGAMARCA 13,8 0 0,275 0,275 0 7,59 7,59 0 2,193 2,193


Una falla de este tipo en la línea San Rafael Zumbahua presenta mayor

corriente de falla 0,752 KA y puede provocar un problema en el sistema, ya que la

transmisión de energía estaría limitada a una sola línea para el flujo de potencia.

2.8.2.3 Cortocircuito Trifásico


cada línea, se asumen las fases A-B-C en falla:



LINEA kV kA kV MVA

1 RAFAEL/ZUMBAHUA 13,8 0,869 8,764 20,764

2 ZUMBAHUA/PILALO 13,8 0,654 8,764 15,636

3 PILALO/ESPERANZA 13,8 0,73 8,764 17,447

4 ESPERANZA/ESTADO 13,8 0,802 8,764 19,181

5 ESTADO/GUAYACAN 13,8 0,736 8,764 17,596

6 GUAYACAN/GUASAGANDA 13,8 0,561 8,764 13,412

7 GUASAGANDA/PUCAYACU 13,8 0,422 8,764 10,094

8 GUAYACAN/ORIENTAL 13,8 0,62 8,764 14,823

9 ORIENTAL/LA MANA 13,8 0,57 8,764 13,626

10 LA MANA/QUINSALOMA 13,8 0,528 8,764 12,623

11 QUINSALOMA/MORASPUNGO 13,8 0,487 8,764 11,636

12 MORASPUNGO/CORAZON 13,8 0,385 8,764 9,198

13 CORAZON/ANGAMARCA 13,8 0,318 8,764 7,597


Debido a que el sistema occidental constituye un sistema radial, una falla

trifásica en la línea San Rafael – Zumbahua provocaría un seccionamiento total

de la zona occidental; ya que un punto importante de inyección de energía es la

S/E San Rafael donde empieza esta línea, por ello la importancia de los

elementos de protección y la necesidad de un reconectador para fallas temporales

que son las más comunes.

2.8.3 CORTOCIRCUITOS EN EL ALIMENTADOR LA MANA

CONCESIÓN EMELGUR

El estudio de cortocircuito en este alimentador permitirá que la Empresa

ELEPCO tenga información para que pueda realizar un análisis de protecciones si

se incorpora a su sistema eléctrico este alimentador conjuntamente con la nueva

S/E Planificada, esto será más detallado en el capítulo de planificación.


2.8.3.1 Cortocircuitos en Nodos del Alimentador La Mana

Como se comento anteriormente los únicos elementos que aportan

corrientes a la falla son aquellos que inyectan energía al sistema eléctrico, en este

caso es un alimentador con sus respectivas cargas, por lo tanto el único elemento

que aportara corrientes de falla en cualquier punto del alimentador

independientemente del tipo de falla será la S/E La Mana que se consideró para

la simulación del alimentador respecto a ELEPCO; esto es posible gracias a un

equivalente de Red en este punto; la información del equivalente de red en este

punto del SNI fue proporcionado por TRANSELECTRIC.

El análisis de cortocircuitos se lo realiza para fallas monofásicas y trifásicas

en cada nodo del alimentador, las fallas monofásicas son las que presentan

menores corrientes de cortocircuito y las trifásicas las de mayor magnitud, las

bifásicas están en valores intermedios, por ello no se las considero en este caso.

2.8.3.1.1 Cortocircuito Monofásico


cada nodo, se asume la fase A en falla


Ubicación de Falla Vn Aportes I falla Ik"(RST)

Nodo kV Elemento kA kA

L1 L2 L3 L1 L2 L3

1 ENERMAX-CALOPE 69 EQUIVALENTE SIN 11,684 0 0 11,684 0 0

2 S/E LA MANA 69KV 69 ENERMAX/SE LA MANA 5,653 0 0 5,653 0 0

3 S/E LA MANA 13.8KV 13.8 TRAFO 14,206 0 0 14,206 0 0

4 AV.19 MAYO-N1 13.8 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 6,911 0 0 6,911 0 0

5 AV.19 MAYO-N2 13.8 TUNGURAHUA-BOLIVAR 6,254 0 0 6,254 0 0

6 AV.19 MAYO-N3 13.8 COTOPAXI-TUNGURAHUA 5,741 0 0 5,741 0 0

7 AV.19 MAYO-N4 13.8 26 OCTUBRE-COTOPAXI 5,265 0 0 5,265 0 0

8 AV.19 MAYO-N5 13.8 ITURRALDE-26 DE OCTUBRE 4,84 0 0 4,84 0 0

9 AV.19 MAYO-N6 13.8 VILLACIS-ITURRALDE 4,593 0 0 4,593 0 0

10 AV.19 MAYO-N7 13.8 CARRION-VILLACIS 4,153 0 0 4,153 0 0

11 AV.19 MAYO-N8 13.8 ANTISANA-CARRION 3,869 0 0 3,869 0 0

12 AV.19 MAYO-N9 13.8 PEREZ-ANTISANA 3,759 0 0 3,759 0 0

13 AV.19 MAYO-N10 13.8 IBARRA-PEREZ 3,478 0 0 3,478 0 0

14 AV.19 MAYO-N11 13.8 ESPEJO-IBARRA 3,23 0 0 3,23 0 0

15 AV.19 MAYO-N12 13.8 LOZANO-CALAVI 3,135 0 0 3,135 0 0

16 AV.19 MAYO-N13 13.8 MANABI- LOZANO 3,011 0 0 3,011 0 0

17 AV.19 MAYO-N14 13.8 ALAMOS-SAN PABLO 2,922 0 0 2,922 0 0

18 AV.19 MAYO-N15 13.8 M SILVA- ALAMOS 2,833 0 0 2,833 0 0

19 AV.19 MAYO-N16 13.8 E GALLO-M SILVA 2,74 0 0 2,74 0 0

20 AV. ESPEJO-N1 13.8 ESPEJO-ALBARRASIN 3,202 0 0 3,202 0 0

21 AV. ESPEJO-N2 13.8 ALBARRASIN-PUJILI 3,126 0 0 3,126 0 0

22 AV. ESPEJO-N3 13.8 PUJILI-GUYAQUIL 2,761 0 0 2,761 0 0

TABLA 2.66 : Corrientes de Cortocircuito en nodos del Alimentador La Mana

El nodo en condiciones de falla monofásica que presenta una alta corriente

de cortocircuito es ENERMAX-CALOPE 11,7 KA, esto se debe a que sería el

nuevo punto de interconexión con el SNI y por lo tanto presenta mayores

elementos que aporten corrientes de falla a este nodo.

Se observa que a lado de 69 KV y 13.8 KV se tiene elevadas corrientes de

cortocircuito 5.7 KA y 14.2 KA respectivamente; es por ello la importancia de este

estudio para realizar una debida protección.


A lo largo del alimentador se observa que mientras el nodo con falla se

aleja de la S/E se tiene menor corriente de cortocircuito, debido a la presencia de

una mayor impedancia por parte del alimentador.

2.8.3.1.2 Cortocircuito Trifásico


cada nodo:



1 ENERMAX-CALOPE 69 EQUIVALENTE SIN 9,604 9,604 1147,79

2 S/E LA MANA 69KV 69 ENERMAX/SE LA MANA 6,138 6,138 733,594

3 S/E LA MANA 13.8KV 13.8 TRAFO 12,331 12,331 294,748

4 AV.19 MAYO-N1 13.8 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 7,699 7,699 184,016

5 AV.19 MAYO-N2 13.8 TUNGURAHUA-BOLIVAR 7,137 7,137 170,584

6 AV.19 MAYO-N3 13.8 COTOPAXI-TUNGURAHUA 6,675 6,675 159,551

7 AV.19 MAYO-N4 13.8 26 OCTUBRE-COTOPAXI 6,227 6,227 148,83

8 AV.19 MAYO-N5 13.8 ITURRALDE-26 DE OCTUBRE 5,811 5,811 138,9

9 AV.19 MAYO-N6 13.8 VILLACIS-ITURRALDE 5,562 5,562 132,952

10 AV.19 MAYO-N7 13.8 CARRION-VILLACIS 5,106 5,106 122,039

11 AV.19 MAYO-N8 13.8 ANTISANA-CARRION 4,802 4,802 114,779

12 AV.19 MAYO-N9 13.8 PEREZ-ANTISANA 4,682 4,682 111,922

13 AV.19 MAYO-N10 13.8 IBARRA-PEREZ 4,373 4,373 104,523

14 AV.19 MAYO-N11 13.8 ESPEJO-IBARRA 4,093 4,093 97,839

15 AV.19 MAYO-N12 13.8 LOZANO-CALAVI 3,985 3,985 95,252

16 AV.19 MAYO-N13 13.8 MANABI- LOZANO 3,842 3,842 91,832

17 AV.19 MAYO-N14 13.8 ALAMOS-SAN PABLO 3,739 3,739 89,382

18 AV.19 MAYO-N15 13.8 M SILVA- ALAMOS 3,635 3,635 86,894

19 AV.19 MAYO-N16 13.8 E GALLO-M SILVA 3,526 3,526 84,279

20 AV. ESPEJO-N1 13.8 ESPEJO-ALBARRASIN 4,06 4,06 97,045

21 AV. ESPEJO-N2 13.8 ALBARRASIN-PUJILI 3,97 3,97 94,881

22 AV. ESPEJO-N3 13.8 PUJILI-GUYAQUIL 3,546 3,546 84,769

TABLA 2.67 : Corrientes de Cortocircuito en nodos del Alimentador

El análisis de falla es parecido al realizado en condiciones de una falla

monofásica, a diferencia que la corriente de cortocircuito es igual en las tres

fases, los nodos críticos siguen siendo los mismos (Barras Enermax-Calope, S/E

La Mana lado 69 KV y 13.8 KV).


2.8.3.2 Cortocircuitos en Líneas del Alimentador La Mana

Se realiza simulación de fallas en las líneas ENERMAX-S/E LA MANA a 69

KV y S/E LA MANA – Alimentador La Mana a 13.8 Kv debido a que son la de

mayor importancia y las de mayor longitud, las distancias de las líneas entre nodo

a nodo del alimentador son reducidas por lo que los resultados de fallas en las

líneas son parecidos a las nodales.

Se consideran fallas de las líneas a la mitad o 50% de distancia.

Ubicación de Falla Vn Ik"(RST) VL-T (RST)

LINEA kV kA kV

L1 L2 L3 L1 L2 L3

FALLA MONOFÁSICA

1 ENERMAX-S/E LA MANA 69 7,668 0 0 43,82 1,632 1,632

2 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 13,8 9,37 0 0 8,764 0,181 0,181

FALLA BIFÁSICA

1 ENERMAX-S/E LA MANA 69 0 6,519 6,519 0 37,95 37,95

2 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 13,8 0 8,262 8,262 0 7,59 7,59

FALLA TRIFÁSICA

1 ENERMAX-S/E LA MANA 69 9,54 9,54 9,54 8,764 8,764 8,764

2 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA 13,8 7,527 7,527 7,527 43,82 43,82 43,82

TABLA 2.68 : Corrientes de Cortocircuito 1Ø, 2 Ø y 3 Ø en líneas del Alimentador

La línea ENERMAX-S/E LA MANA 69 KV constituye la de mayor

importancia debido a que interconecta la S/E con el SNI por lo tanto se requiere

protecciones propias de la línea (protección de distancia relé 21) por ello la

importancia de esta simulación, siendo la condición más crítica una falla trifásica

con corriente de falla de 9,54 KA

Para la otra línea a 13.8 Kv que une la S/E con el Alimentador La Mana el

estudio puede ayudar a realizar un correcto dimensionamiento de las protecciones

del alimentador, presentando su peor condición con una falla monofásica con una

corriente de 9.37 KA.


En el ANEXO 6 se encuentran los resultados totales expulsados por el

programa NEPLAN para el análisis de cortocircuitos, se presentan resultados por

elementos que aportan a la corriente de falla y los voltajes en el punto de falla,

además se presenta valores de impedancias, voltajes en secuencia positiva,

negativa y cero e incluso la potencia de cortocircuito entre otros datos.

2.9. CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO

A continuación se realiza una breve síntesis de los resultados obtenidos de

la simulación del sistema de distribución occidental concesión ELEPCO y una

parte del Alimentador La Mana Concesión EMELGUR con condiciones actuales

de operación, el análisis detallado se lo realizó en cada caso de simulación:

• Para el caso 1 y 2 los niveles de voltaje en nodos del sistema occidental en

la simulación de flujos de potencia en condiciones actuales con demanda

mínima presentan valores de regulación dentro de los permitido (± 5%),

teniendo una excepción en el nodo Zumbahua con 94% del voltaje nominal.

Para condiciones de demanda máxima existen nodos cercanos a salir de

los límites regulados, lo que no implica problemas, siendo la excepción

nuevamente el nodo Zumbahua con 85%, por lo tanto la necesidad de

mejorar la regulación de este nodo del sistema.

• Para el caso 1 y 2 los porcentajes de cargabilidad de las líneas no

presentan problema alguno tanto para condiciones de demanda máxima y

mínima, e incluso presentan limitación en su capacidad de transmisión de

energía debido a la limitada generación de la zona occidental y a la baja

demanda de energía de sus concentraciones de carga, por ello su bajo

nivel de cargabilidad.


• Para condiciones de demanda máxima y mínima (caso 2) existen

transformadores sobrecargados siendo el TRAFO 1 (S/E San Rafael) y el

TRAFO 4 (Angamarca) los que se encuentran en problemas, el primero

presenta problemas en demanda máxima , el segundo experimenta

sobrecarga en condiciones de demanda mínima y máxima, es por eso que

uno de los casos de simulación fue aislar a la central Angamarca y su

carga mediante el seccionamiento de la línea El Corazón – Angamarca

generando mejores condiciones de operación para este transformador.

• La incorporación de la carga del Cantón La Mana (caso 3) concesión de

EMELGUR al sistema occidental de ELEPCO en condiciones de demanda

mínima no genera problemas de consideración, pero en condiciones de

demanda máxima provoca un Black-out o colapso del sistema, por lo tanto

en estas condiciones no se recomendaría asumir la carga de este Cantón

de ser el caso, a menos que se re-potencien las centrales o se integre una

nueva sub-estación a esta zona, este caso será expuesto en el capítulo de

planificación.

• La simulación de la troncal principal del alimentador La Mana (EMELGUR)

que podría pasar a área de concesión de ELEPCO en lo que respecta a

flujos de potencia, cargabilidad de las líneas, sobrecarga de elementos y,

niveles de pérdidas no presenta problemas de ninguna índole para

condiciones de operación asumiendo un nuevo nodo de interconexión con

el SNI (S/E Quevedo-ENERMAX 69 KV) mediante la construcción de una

nueva Sub – Estación planificada por ELEPCO.

• Las pérdidas técnicas presentes en el sistema son exclusivamente de las

líneas que conforman el mismo, la línea que presenta mayor porcentaje de

pérdidas es la línea San Rafael – Zumbahua debido a que es la línea más

extensa del sistema y su voltaje de operación es únicamente 13.8 Kv. Esta

línea incluso aporta en algunos casos con más del cincuenta por ciento de

las pérdidas totales del sistema.


• Las fallas por cortocircuitos sean estas monofásico, bifásico o trifásico en

las barras de la S/E San Rafael, Centrales El Estado, Quinsaloma y

Angamarca al lado 13.8 Kv implican más atención puesto que presentan

mayores corrientes de falla, siendo las de mayor magnitud las fallas

monofásicas, por lo tanto con estos estudios de cortocircuitos se puede

revisar los sistemas actuales de protección.

• La línea San Rafael Zumbahua presenta mayor probabilidad de sufrir una

falla por lo tanto el estudio de cortocircuito en esta línea es importante para

realizar una correcta protección de la misma. Además se sugiere un

seguimiento pormenorizado al reconectador existente en el sector

denominado “Cuatro Esquinas”.


CAPITULO 3

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA

3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO

3.3 SIMULACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA PARA LOS

AÑOS PROYECTADOS


PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA

A partir de la situación actual del sistema de distribución de la zona

occidental (ELEPCO), alimentador La Mana (EMELGUR) y manteniendo como

meta el año 2013, se realiza la proyección de la demanda con lo que se estudiara

las obras necesarias para alcanzar una operación satisfactoria del sistema de

distribución del Cantón La Mana y la Zona Occidental.

La proyección de la demanda puede ser realizada utilizando diferentes

métodos que pueden ser agrupados en tres categorías.

1. Métodos Perspectivos.

2. Métodos Normativos

3. Métodos de confrontación Demanda – Oferta

3.1.1 MÉTODOS PERSPECTIVOS

Los métodos perspectivos sean estadísticos o econométricos basan sus

proyecciones futuras en necesidades pasadas.

Métodos Estadísticos.- Estos métodos se basan en la proyección de la

demanda futura tan solo en lo que ocurrió en el pasado con respecto a este

parámetro mediante un análisis de series estadísticas utilizando la información

disponible.

Series de Tiempo.- Este método requiere la menor información

posible, dado que la única variable independiente es el tiempo. Los

resultados obtenidos pueden ser satisfactorios para pronósticos en

corto plazo, en tanto que en el mediano y largo plazo puede estar

sujeto a una proyección no tan acertada.

Regresiones y Extrapolaciones.- Al igual que el método anterior

presenta como variable independiente al tiempo, pero determina la


demanda futura extrapolando la tendencia de la información pasada.

Puesto que la variable independiente es el tiempo la proyección de la

demanda se presenta en diferentes tiempos (años). La recta o curva

de regresión de la demanda sobre el tiempo se llama frecuentemente

recta de tendencia o curva de tendencia.

Los resultados que proporcionan estos métodos presentan un tal grado de

precisión a medida que el periodo de la proyección sea mucho mas largo,

teniendo resultados parciales en cada periodo de tiempo.

Métodos Econométricos.- En estos métodos el análisis pretende presentar

cualitativamente las relaciones casuales de variables económicas (por ejemplo

PIB) con aquellas del interés particular, en el caso presente la energía.

Modelo econométrico típico:

( ) ( ) dondeStiEjPCiPEYNftiE ;),1,(),(),(,,, −=

E (i, t) = Demanda de energía del sector i en el periodo t

N = Numero de abonados

Y = Ingreso por abonado

PE (i) = Precio de la energía en el sector i

PC (j) = Precio del combustible competitivo j

E (i, t-1) = Demanda de la energía del sector i en el periodo t-1

S = Vector de saturación de los principales artefactos eléctricos

3.1.2 MÉTODOS NORMATIVOS

Debido a variables que no consideran los métodos anteriores que influyen en

el comportamiento de la demanda tales como: económicas, políticas de ahorro

energético, crecimiento poblacional-económico, etc. No se puede tener una

proyección bien fundamentada, por lo tanto, se trata de normar el criterio de

proyección de la demanda con el objetivo de homogenizar el método de

proyección de demanda que cada empresa realiza utilizando las mismas variables

de análisis.


3.1.3 MÉTODOS DE CONFRONTACIÓN OFERTA – DEMANDA

Este método utiliza modelos de proyección muy complejos, ya que intervienen

un sin numero de variables en cada modelo tanto de oferta como demanda del

producto, que en este caso es la potencia y energía eléctrica.

Por sectores de aplicación.- Este tipo de modelos pueden ser sectoriales

empresariales, para el estudio de sistemas energéticos nacionales, macro

modelos en donde la energía solo es una parte del estudio.

Por las técnicas empleadas.- Los modelos con optimización

aparentemente han alcanzado un desarrollo que permite puramente

académico utilizando algoritmos matemáticos para su desarrollo, por otro

lado la simulación ha sido posible gracias al desarrollo de programas

computacionales que permiten a más de simular el sistema eléctrico,

simular condiciones futuras.

Después de un breve análisis de los diferentes métodos de proyección de

la demanda de potencia y energía tanto para pequeño, mediano y largo plazo es

importante elegir un método adecuado de acuerdo con la disponibilidad de

información que dispone la empresa eléctrica y en especial el área en estudio,

para este caso se escoge el método estadístico.

3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO

Para esta parte de estudio, se utiliza el método perspectivo-estadístico, el

cual basa la previsión de la demanda futura únicamente en lo ocurrido en el

pasado reflejado en series estadísticas conservadas como referencia en las

empresas eléctricas.


3.2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN ZONA OCCIDENTAL POR SECCIONES.

El estudio de la evaluación de la demanda se la realizó de año en año a

partir del 2001 hasta completar el año meta 2013.

Para empezar la proyección de la demanda fue necesario obtener la

información de los historiales de los registros de energía de los usuarios del

sector occidental que pertenecen a ELEPCO; esta información fue proporcionada

por la misma empresa de forma global, por lo tanto fue necesario clasificar la

información por los sectores.

Con los datos actuales de demanda de energía por secciones de cada

concentración de carga que provienen de los registros de energía de cada cliente,

se proyecta la demanda hasta el año meta el 2013 con la proyección de energía

anual por cada sector del sistema occidental.

Para encontrar el valor de demanda de potencia se utilizara el factor de

carga el cual se asume constante en todo el periodo de estudio e igual al valor 0,5

que fue proporcionado por la Dirección Técnica de la Empresa.

El factor de carga se define como la relación entre la demanda promedio y

la demanda máxima, tal como se indica en la ecuación.

El periodo de estudio se considera de un año, que estima 8760 horas

anuales.


PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA POR SECTORES

PROYECCIÓN 2009 2010 2011 2012 2013

ZUMBAHUA (GWh) 11,493 12,111 12,729 13,347 13,965

(MW) 2,624 2,765 2,906 3,047 3,188

PILALO (GWh) 0,204 0,219 0,234 0,249 0,264

(MW) 0,047 0,050 0,053 0,057 0,060

LA ESPERANZA (GWh) 0,171 0,189 0,207 0,225 0,243

(MW) 0,039 0,043 0,047 0,051 0,055

GUASAGANDA (GWh) 0,666 0,706 0,746 0,786 0,826

(MW) 0,152 0,161 0,170 0,179 0,189

PUCAYACU (GWh) 2,160 2,279 2,398 2,517 2,636

(MW) 0,493 0,520 0,547 0,575 0,602

FABRICA ORIENTAL (GWh) 0,907 0,907 0,907 0,907 0,907

(MW) 0,207 0,207 0,207 0,207 0,207

ALREDEDORES LA MANA (GWh) 0,102 0,117 0,132 0,147 0,162

(MW) 0,023 0,027 0,030 0,034 0,037

MORASPUNGO (GWh) 0,650 0,653 0,656 0,659 0,662

(MW) 0,148 0,149 0,150 0,150 0,151

EL CORAZÓN (GWh) 2,342 2,451 2,560 2,669 2,778

(MW) 0,535 0,560 0,584 0,609 0,634

ANGAMARCA (GWh) 1,022 1,100 1,178 1,256 1,334

(MW) 0,233 0,251 0,269 0,287 0,305

TOTAL PROYECTADO POR

SECTORES

(GWh) 19,717 20,732 21,747 22,762 23,777

(MW) 4,989 5,223 5,456 5,691 5,926

TABLA 3.1: Proyección de la demanda por sectores

La Fábrica de Fideos Oriental ubicada en el Cantón La Mana y considerada

como una concentración de carga importante, presenta una demanda de energía

y potencia constante debido a que se considera que en los próximos años no

sostendrá ninguna expansión de sus instalaciones.

Los alimentadores # 201 y # 202 no son parte de este estudio ya que

brindan servicio a las zonas centrales de la provincia, pero fueron ingresados en

la simulación del sistema occidental como cargas para un mejor análisis del


mismo, desde su inicio en la S/E San Rafael; por ello su importancia; a

continuación se presenta la proyección de demanda de los alimentadores:

ALIMENTADOR S/E SAN RAFAEL # 201

ALIMENTADOR S/E SAN RAFAEL # 202

Año

ENERGIA DISPONIBLE DEMANDA ENERGIA

DISPONIBLE DEMANDA

(GWh) (MW) (GWh) (MW)

2001 9,022 2,06 11,827 2,7

2002 9,868 2,253 12,978 2,963

2003 10,714 2,446 14,129 3,226

2004 11,56 2,639 15,28 3,489

2005 12,553 2,866 16,649 3,801

2006 13,093 2,989 17,359 3,963

2007 14,009 3,198 18,534 4,232

2008 15,069 3,44 20,096 4,588

Año ENERGIA PROYECTADA

DEMANDA PROYECTADA

ENERGIA PROYECTADA

DEMANDA PROYECTADA

PROYECTADO (GWh) (MW) (GWh) (MW)

2009 15,801 3,608 21,029 4,801

2010 16,648 3,801 22,18 5,064

2011 17,495 3,994 23,331 5,327

2012 18,342 4,188 24,482 5,589

2013 19,189 4,381 25,633 5,852

TABLA 3.2: Proyección de la demanda alimentadores 201-202

Luego de realizar la proyección para cada una de las secciones, se

consolidara la demanda total a los diversos años de control para compararla con

la demanda proyectada a nivel global y así eliminar discrepancias realizando

ajustes a la proyección por secciones para concordar entre las dos.

3.2.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL ALIMENTADOR

CANTÓN LA MANA (EMELGUR)

La información para realizar la proyección de este alimentador no fue

permitida debido a políticas de la Empresa EMELGUR respecto a proporcionar

información a la empresa ELEPCO.


El consumo de energía eléctrica prácticamente tiene el mismo

comportamiento entre los abonados de las dos empresas, se puede decir que

presentan costumbres y cultura parecidas, los clientes de ELEPCO se encuentran

alrededor del Cantón la Mana y los de EMELGUR están ubicados en toda la parte

central

Constituye una buena aproximación realizar una proyección de demanda

con registros de abonados de ELEPCO tomando en cuenta el número de

abonados de EMELGUR en este Cantón, esta información es útil para poder

simular condiciones en los próximos años sea con la inclusión completa de este

cantón a ELEPCO o se mantenga bajo concesión de EMELGUR.

CANTON LA MANA

Año

ENERGIA

DISPONIBLE DEMANDA

(GWh) (MW)

2001 7,663 1,750

2002 8,392 1,916

2003 9,121 2,082

2004 9,850 2,249

2005 10,714 2,446

2006 11,168 2,550

2007 11,919 2,721

2008 12,895 2,944

Año ENERGIA

PROYECTADA

DEMANDA

PROYECTADA

PROYECTADO (GWh) (MW)

2009 13,495 3,081

2010 14,224 3,247

2011 14,953 3,414

2012 15,682 3,580

2013 16,411 3,747

TABLA 3.3: Proyección de la demanda alimentadores La Mana

3.2.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SISTEMA

DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA OCCIDENTAL (ELEPCO)

Para proyectar la demanda total a nivel sistema, se utilizara regresiones y

extrapolaciones, las cuales consideran como variable al tiempo y determinan la

demanda futura extrapolando la tendencia que se observo en el pasado.


Se consideran los mismos criterios que los realizados para cada sección,

teniendo en cuenta que para esta proyección global se considera la suma total de

energía consumida por abonado en forma anual sin considerar su sector; es decir;

es la proyección del alimentador # 203 - S/E San Rafael el mismo que

interconecta todo el sistema occidental de ELEPCO.

En esta demanda global no se considera la demanda del Cantón La Mana

(EMELGUR), pero si llega a pasar a concesión ELEPCO bastara con sumar a la

proyección global la demanda de este Cantón, esto gracias a que se presentan

resultados de proyección de demanda de manera anual.

Figura 3.1: Historial Demanda de Energía Anual

Para la extrapolación, después de analizar regresiones lineales y

exponenciales, se llego a la siguiente función que presenta el mejor coeficiente de

regresión R2, el cual se presenta en la figura 3,2.

Donde: X es el año de estudio que para fines de cálculo se considero

como primero a 2001. Con los datos de la energía disponible (GWh) se encuentra

el valor de demanda para los años de estudio.


Figura 3.2: Proyección Global Demanda de Energía

A continuación se presenta los resultados obtenidos en la proyección de la

demanda de manera global:

GLOBAL ZONA OCCIDENTAL ELEPCO

AÑO

ENERGIA

DISPONIBLE DEMANDA

(GWh) (MW)

2001 10,861 2,480

2002 12,754 2,912

2003 12,867 2,938

2004 14,425 3,293

2005 15,037 3,433

2006 15,690 3,582

2007 16,798 3,835

2008 18,012 4,319

AÑO ENERGIA

PROYECTADA

DEMANDA

PROYECTADA

PROYECTADO (GWh) (MW)

2009 19,703 4,498

2010 20,647 4,714

2011 21,591 4,929

2012 22,535 5,145

2013 23,479 5,361

Figura 3.4: Proyección Global de la Demanda


3.2.4 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

GLOBAL Y POR SECCIONES

Para realizar la comparación se consideran la suma total de las demandas

de los sectores con concentración de carga del sistema occidental tanto de

energía y potencia en función de los resultados obtenidos de manera global.

TOTAL PROYECTADO

POR SECTORES

PROYECCION

GLOBAL Comparación %

(GWh) (MW) (GWh) (MW) energía potencia Año

19,717 4,989 19,703 4,498 0,07 9,83 2009

20,732 5,223 20,647 4,714 0,41 9,74 2010

21,747 5,456 21,591 4,929 0,72 9,65 2011

22,762 5,691 22,535 5,145 1,00 9,59 2012

23,777 5,926 23,479 5,361 1,25 9,54 2013

Figura 3.5: Proyección Global – Por Sectores

Los resultados de proyección de la demanda de energía son muy parecidos

siendo 1.25 % la relación más grande entre los dos métodos, para el caso de

potencia se presenta mayor relación entre cada método, el utilizado por sectores

nos permite simular el sistema occidental considerando la demanda en forma

anual y realizar una buena planificación, la información de la global puede servir

para encontrar la demanda total del sistema de la Empresa Eléctrica ELEPCO.

3.3 SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA PARA LOS

AÑOS PROYECTADOS

Para la simulación de flujos de potencia se considera la condición

recomendada que presenta mejores resultados, la cual es manteniendo aislado la

central Angamarca mediante el seccionamiento de la línea El Corazón –

Angamarca con el objetivo de evitar problemas de sobrecarga en el transformador

que operando integrado al sistema occidental presenta elevados niveles de

sobrecarga.


En el ANEXO 7 se presenta los resultados obtenidos de flujos de potencia

en función de la demanda por sectores por cada año, para los años 2012 – 2013

el flujo no converge debido a problemas en el nodo Zumbahua.

3.3.1 GENERACIÓN TOTAL Y PÉRDIDAS

En las tablas presentadas a continuación se observa que las pérdidas

totales aumentan cada año, lo cual es lógico ya que aumenta la demanda de

potencia y las pérdidas son función de I2 R.

Además se observa la demanda total de potencia que el sistema debe

generar para cubrir las demandas futuras de cada sector que aumenta cada año,

en las tablas se presenta la potencia total de carga del sistema occidental.

AÑO PROYECTADO

Desde Pérdidas Generación Carga


2009 Red 0,808 2,049 13,485 7,787 12,677 5,738 2010 Red 1,171 2,728 14,518 8,771 13,347 6,042

2011 Red 1,756 3,768 15,734 10,06 14,015 6,345

2012 EL FLUJO NO CONVERGE


TABLA 3.6: Generación y Pérdidas de todo el Sistema Occidental

AÑO PROYECTADO

Un Pérdidas de Línea Pérdidas de Transformador

kV MW MVar MW MVar

2009 13,8 0,808 0,888 0 0,222

69 0 0 0 0,939

2010 13,8 1,171 1,33 0 0,277

69 0 0 0 1,121

2011 13,8 1,756 2,043 0 0,367

69 0 0 0 1,359



TABLA 3.7: Pérdidas por elementos del Sistema Occidental

3.3.2 NIVELES DE VOLTAJES EN NODOS DEL SISTEMA

En la tabla se presenta los niveles de voltaje por nodos que conforman el

sistema occidental de manera anual, de lo cual se observa como disminuye el

nivel de voltaje por nodo mientras aumenta el periodo de tiempo.


AÑO PROYECTADO 2009 2010 2011 2012 2013

ID Nodo u Ángulo V u Ángulo V u Ángulo V

EL

FLU

JO N

O C

ON

VE

RG

E

EL

FLU

JO N

O C

ON

VE

RG

E

Nombre % ° % ° % °

672 S/E SAN RAFAEL 105 0 105 0 105 0

362 S/E SAN RAFAEL 102,01 -4,2 101,77 -4,6 101,46 -5,1

908 ZUMBAHUA 82,79 -18,3 79,37 -22,6 74,69 -28,5

914 PILALO 93,19 -21,2 91,15 -27,3 88,35 -35,4

923 ESPERANZA 98,01 -22,3 96,7 -29 94,9 -37,9

122 EL ESTADO 105 -20,6 105 -27,4 105 -36,5

140 BARRA ESTADO 99,94 -22,7 98,92 -29,5 97,54 -38,7

917 GUAYACAN 98,46 -23,8 97,42 -30,9 96,07 -40,3

1262 GUASAGANDA 96,66 -24,4 95,5 -31,5 94 -40,9

1354 PUCAYACU 95,28 -24,8 94,02 -31,9 92,42 -41,4

920 F ORIENTAL 98,85 -24,4 97,95 -31,5 96,77 -41,1

308 LA MANA 99,34 -24,5 98,5 -31,8 97,42 -41,4

311 QUINSALOMA 105 -22,7 105 -30,2 105 -40,2

1009 B.QUINSALOMA 101,2 -25,1 100,63 -32,6 99,92 -42,6

859 MORASPUNGO 100,01 -25,4 99,39 -33 98,62 -43

864 EL CORAZON 96,86 -26,4 96,05 -34 95,1 -44

TABLA 3.8: Niveles de Voltaje por Nodos

Al igual que los resultados obtenidos de los flujos de potencia en

condiciones actuales en el capítulo 2 el nodo de mayor problema sigue siendo

Zumbahua, que a medida que avanza los años presenta un problema más agudo

e incluso generando un problema de no conversión de flujo para los años 2012 –

2013 debido al bajo nivel de voltaje en este nodo, el programa considera

condición imposible para operación del sistema y no converge el flujo de potencia.

3.3.3 NIVELES DE CARGABILIDAD POR ELEMENTOS DEL

SISTEMA

En el capítulo 2 se consideró como condiciones de operación óptimas de

cargabilidad si las líneas se encuentra entre el 30 y el 60 porciento, de acuerdo a

ello se observa que los niveles de cargabilidad para cada año no son elevados e

incluso siguen siendo bajos para algunas líneas, otras redes están dentro del

rango de cargabilidad establecido lo que indica que están en condiciones de

operación eficiente.


AÑO 2010 2010 2011 2012 2013

Elemento Cargabilidad Pérdidas Cargabilidad Pérdidas Cargabilidad Pérdidas

EL

FLU

JO N

O C

ON

VE

RG

E

EL

FLU

JO N

O C

ON

VE

RG

E

Nombre % MW MVar % MW MVar % MW MVar

TRAFO 1 115,440 0,000 0,939 126,160 0,000 1,121 138,930 0,000 1,359

TRAFO 2 103,380 0,000 0,164 117,210 0,000 0,211 136,960 0,000 0,288

TRAFO 3 101,590 0,000 0,058 108,790 0,000 0,066 118,450 0,000 0,079

RAFA/ZUM 35,390 0,503 0,588 43,040 0,744 0,880 52,950 1,125 1,343

ZUMB/PILA 27,910 0,152 0,174 33,560 0,219 0,257 41,420 0,334 0,397

PILA/ESPE 28,370 0,070 0,080 33,940 0,101 0,117 41,960 0,153 0,181

ESPE/ESTA 28,730 0,028 0,032 34,350 0,040 0,047 42,360 0,061 0,072

ESTA/GUAYA 11,080 0,012 0,011 12,240 0,015 0,015 13,560 0,018 0,020

GUAYA/GUASA 9,680 0,009 0,006 10,360 0,011 0,007 11,090 0,012 0,009

GUASA-PUCA 7,470 0,006 0,001 7,950 0,006 0,002 8,510 0,007 0,003

GUAYA/ORIEN 4,400 0,002 -0,003 5,610 0,003 -

0,001 7,100 0,005 0,002

ORIEN/MANA 5,000 0,001 -0,001 6,070 0,002 0,000 7,510 0,003 0,001

MANA-QUINSA 4,980 0,005 -0,006 6,210 0,008 -

0,003 7,650 0,012 0,002

QUINSA-MORAS

10,020 0,006 0,004 10,510 0,007 0,005 10,990 0,008 0,005

MORAS-CORA 7,970 0,014 0,004 8,420 0,015 0,006 8,800 0,017 0,008

TABLA 3.9: Cargabilidad de los Elementos del Sistema

Los transformadores presentan problemas de cargabilidad, la misma que

aumenta cada año llegando a niveles muy elevados, por lo tanto es importante

planificar alternativas de solución. (Capitulo 4).


CAPITULO 4

PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE

LA ZONA OCCIDENTAL

4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE

PRIMARIOS Y SUBESTACIONES

4.2 CAMBIO DE CONDUCTORES

4.3 ANÁLISIS DE PROTECCIONES

4.4 SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS

4.5 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LA

DEMANDA HASTA EL AÑO META


PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE

LA ZONA OCCIDENTAL

La planificación implica tomar decisiones por anticipado sobre

acontecimientos esperados en el futuro, razón por la cual se necesita tener

conocimientos profundos sobre la situación actual, las tendencias de los

parámetros eléctricos para los próximos años en función de datos del pasado, con

el objetivo de anticipar situaciones futuras que permitan tomar decisiones

correctas.

La planificación puede realizarse con diferentes alcances, por lo que se

puede planificar en varias etapas de tiempo hasta alcanzar el año horizonte.

4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE

PRIMARIOS Y SUBESTACIONES

4.1.1 INTRODUCCIÓN

Una vez realizado el análisis de la situación actual del sistema de

distribución occidental (ELEPCO) y el alimentador La Mana (EMELGUR) se

observo que un problema específico comprende la regulación de voltaje en el

sector de Zumbahua y la presencia de transformadores sobrecargados esto para

el sistema occidental.

La línea que genera mayores pérdidas es la línea San Rafael – Zumbahua,

es importante informar que ninguna línea presenta problemas de cargabilidad e

incluso presentan bajos niveles de cargabilidad limitando su capacidad de

transmisión de energía eléctrica, por lo tanto se plantea posibles soluciones y así

mejorar la operación del sistema Occidental.


En lo que corresponde al alimentador La Mana específicamente la troncal

principal que conllevaría a una posible incorporación al sistema de distribución de

ELEPCO respetando los limites provinciales; no presentan problema ninguno;

pero con condiciones de operación vistas desde la empresa ELEPCO con la

puesta en marcha de la nueva Sub - Estación.

4.1.2 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE

PRIMARIOS

La modificación de las áreas de influencia de primarios permite mejorar las

condiciones de operación en corto tiempo y con inversiones no muy significativas,

por lo cual es necesario modificar la topología de la red, realizando maniobras de

seccionamiento de ser el caso.

4.1.2.1 Línea Central Angamarca - Zumbahua

Como se describió en el capítulo 2, el sistema occidental corresponde a una

red radial en su totalidad desde su salida de la S/E San Rafael hasta la Central

Angamarca a 13.8 KV – calibre 3/0 ACSR, con sus respectivas concentraciones

de carga y centrales eléctricas (El Estado y Quinsaloma), esto se puede observar

en el anexo Auto CAD 4.

Para mejorar el nivel de confiabilidad del sistema occidental se plantea la

construcción de la línea Zumbahua – Central Angamarca a 13.8 Kv de

aproximadamente 20 Km, calibre 3/0 tipo ACSR con el objetivo de formar una red

tipo anillo aprovechando la distancia no muy extensa entre esta Central Eléctrica y

este sector.

El departamento de planificación de la empresa eléctrica ELEPCO considera

la construcción de la línea anteriormente mencionada, en esta parte de estudio se

realiza la simulación con la incorporación de esta red al sistema occidental y con

los resultados obtenidos se realiza un comentario.


4.1.2.1.1 Simulación del Sistema Occidental con la Línea Central

Angamarca - Zumbahua

Las condiciones de operación son las actuales a demanda máxima, teniendo

en cuenta conclusiones del capítulo 2 se considera el seccionamiento de la línea

El Corazón – Angamarca manteniendo asilado esta central puesto que presento

mejores condiciones de operación, esta línea nuevamente integrará la Central al

sistema eléctrico ELEPCO. A continuación se presenta el resumen de flujos de

potencia:

Desde P Pérdidas Q Pérdidas P Gen Q Gen P Carga Q Carga


Red 0,483 1,415 12,891 7,03 12,408 5,615

TABLA 4.1: Generación y Pérdidas Totales

En la tabla de pérdidas se puede observar que las pérdidas totales del

sistema occidental disminuyen de 0,619 MW a 0,483 MW que equivale a una

reducción del 21,97 % de pérdidas totales.

CON LINEA SIN LINEA

Nodo U u Ángulo V U u Ángulo V

Nombre kV % ° kV % °

S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 72,45 105 0

S/E SAN RAFAEL 14,13 102,39 -3,9 14,09 102,1 -3,9

ZUMBAHUA 12,266 88,89 -15,9 11,68 84,61 -15,4

PILALO 13,321 96,53 -16,8 13,01 94,3 -17,2

ESPERANZA 13,81 100,07 -17,1 13,63 98,78 -17,9

EL ESTADO 4,368 105 -15,1 4,368 105 -16

BARRA ESTADO 14,005 101,49 -17,2 13,88 100,6 -18,1

GUAYACAN 13,78 99,85 -18,2 13,69 99,23 -19

GUASAGANDA 13,533 98,07 -18,7 13,45 97,43 -19,5

PUCAYACU 13,343 96,69 -19,1 13,25 96,04 -19,9

F ORIENTAL 13,81 100,08 -18,5 13,76 99,68 -19,3

LA MANA 13,865 100,47 -18,6 13,81 100,1 -19,4

QUINSALOMA 0,462 105 -16,5 0,462 105 -17,3

B.QUINSALOMA 14,071 101,96 -18,8 14,04 101,7 -19,7

MORASPUNGO 13,917 100,85 -19,2 13,89 100,6 -20

EL CORAZON 13,515 97,93 -20 13,48 97,71 -20,9

ANGAMARCA 12,841 93,05 -17,7 sistema aislado Caso 2

B ANGAMARCA 4,368 105 -15,2

TABLA 4.2: Voltajes por Nodos


Con la incorporación de la nueva línea se mejora el nivel de voltaje en el

nodo Zumbahua 88,89 % pero aun no está dentro del rango de regulación fijado ±

5 %, pero es evidente una mejor condición de operación con esta línea, ahora es

importante analizar los niveles de cargabilidad de los elementos.

Elemento P Q I Ángulo I Cargabilidad P Pérdidas Q Pérdidas

Nombre MW MVar kA ° % MW MVar

TRAFO 1 -10,323 -3,449 0,445 157,6 106,29 0 0,7955

TRAFO 2 -1,6 -1,421 0,088 121,1 84,34 0 0,1092

TRAFO 3 -0,78 -0,536 0,039 126,7 92,92 0 0,0484

TRAFO 4 -0,3 -0,765 0,037 93,7 279,85 0 0,1124

RAFA/ZUM -1,89 0,382 0,091 175,5 28,81 0,3333 0,3809

ANGAMARCA - ZUMBAHUA -0,047 -0,651 0,031 78,2 9,76 0,0234 0,0155

ZUMB/PILA -0,604 -1,131 0,06 102,2 19,16 0,0713 0,0759

PILA/ESPE -0,725 -1,237 0,062 103,6 19,73 0,0338 0,0358

ESPE/ESTA -0,799 -1,293 0,064 104,6 20,17 0,0138 0,0146

ESTA/GUAYA -0,776 -0,105 0,033 154,1 10,42 0,0109 0,009

GUAYA/GUASA -0,656 -0,278 0,03 138,3 9,64 0,0093 0,0052

GUASA-PUCA -0,5 -0,213 0,024 137,8 7,47 0,0056 0,0009

GUAYA/ORIEN -0,111 0,173 0,009 218,9 2,73 0,0008 -0,0046

ORIEN/MANA -0,096 -0,261 0,012 91,7 3,7 0,0007 -0,0019

MANA-QUINSA -0,11 -0,265 0,012 94 3,79 0,0028 -0,0093

QUINSA-MORAS -0,662 -0,278 0,03 138,1 9,45 0,0057 0,0028

MORAS-CORA -0,5 -0,213 0,023 136,9 7,37 0,0116 0,0009

ANGAMARCA - ZUMBAHUA 0,07 0,667 0,03 258,3 9,57 0,0234 0,0155

TABLA 4.3: Resultados por elemento

La cargabilidad de las líneas no presentan problemas, la línea a incorporar

presenta una baja cargabilidad 9,57 % no implica problema alguno, el

transformador 4 de la central Angamarca está totalmente sobrecargado 279,85 %

lo que generara problemas muy graves.

La construcción de esta línea será aconsejable siempre y cuando se re

potencie la Central Angamarca o aumentar la capacidad del transformador de 315

KVA puesto que la capacidad de generación es 375 KVA y se podría aprovechar

mejor esta línea.


4.1.3 ÁREA DE INFLUENCIA DE S/E – ESTACIONES

La empresa eléctrica ELEPCO dispone de un terreno asignado para la

construcción de una Sub – Estación en este lugar, por lo que el estudio se limita a

no realizar un análisis de la ubicación más eficiente de la misma, pero se realiza

un análisis detallado de la operación del sistema occidental en diferentes

condiciones e incluido la carga del Cantón La Mana concesión EMELGUR.

De la información obtenida en el departamento de planificación se obtuvo

que la empresa tiene previsto el montaje de una Sub – Estación con un

transformador disponible en Bodega desmontado de la S/E Lasso de 20 MVA.

4.1.3.1 Sub – Estación La Mana

ELEPCO posee un transformador de potencia 20 MVA cuyo voltaje

primario es 69 Kv y secundario 13,8 Kv lo que permite ahorrar un gran

desembolso económico para la construcción de esta Sub-Estación, el

transformador constituye el elemento más importante y costoso de este tipo de

instalaciones.

La Sub-Estación La Mana será montada en el terreno que está asignado a

esta nueva instalación en la zona occidental, a continuación se presenta las

características técnicas del transformador de potencia, en el anexo Auto CAD 6 se

presenta el diagrama de conexiones del transformador.


PAUWELS TRAFO BELGIUM Fuerza - Transformador

Número 97.2.4217 Elev Temp Aceite 55 K

Año de Fab. 1998 Elev Temp Bobina 55 K

PESO Total 26.2 T

Resistencia al Vacio Cuba 100%

Aceite 6.1 T Conservador 100%

Desencubar 13.2 T Radiador 100%

Enfriamiento ONAN - ONAF 80 % - 100 %

Aceite CEI 296

frecuencia 60 Hz Normas IEC 76

fases 3 Capacidad 20 MVA

Nivel de aislamiento L1 350 AC 140

Grupo de conexión Dyn1 L1 125 AC 50

Conmutador Sin Tensión - ASP FII 150 A - 60 Kv

Pos Tensión MVA Impedancia

% A.T. B.T.

1 72450 13800 16 7.41

3 69000 13800 16 7.13

5 65550 13800 16 7.32

Alta Tensión - Terminales: 1U - 1V - 1W

Posición Volt Ampere MVA Conexión de conmutador

1 72450 159,4 20 5 - 6

2 70725 163,3 20 6 - 4

3 69000 167,3 20 4 - 7

4 67275 171,6 20 7 - 3

5 65550 176,2 20 3 - 8

Baja Tensión - Terminales: 2U - 2V - 2W - 2N

13800 836.7 20

TABLA 4.4: Placa de Datos Trasformador de Potencia S/E La Mana

4.1.3.2 Simulación Sub – Estación La Mana

La simulación se la realiza para condiciones de operación actuales a

demanda máxima, se considera la construcción de la línea a 69 Kv de 5 Km que

interconecta La Central Calope – Enermax (SNI) con la S/E La Mana.

Como se mencionó en los capítulos anteriores el equivalente de red fue

proporcionado por TRANSELECTRIC, la información del transformador fue

obtenida de la placa de datos del transformador ya que está disponible en

bodega.


Se presenta los resultados obtenidos en la simulación sin y con la carga

del Cantón La Mana (EMELGUR).



sin La Mana Red 0,412 1,137 12,59 6,654 12,178 5,517

con La Mana Red 0,417 1,187 15,6 7,983 15,178 6,795

TABLA 4.5: Generación y Pérdidas Totales





kV MW MVar MW MVar

sin La Mana 13,8 0,412 0,404 0 0,124

69 0 -0,104 0 0,713

con La Mana 13,8 0,413 0,404 0 0,128

69 0,005 -0,095 0 0,75

TABLA 4.6: Pérdidas Totales por Elementos


ID Nodo SIN LA CARGA DEL CANTON LA MANA CON LA CARGA DEL CANTON LA MANA

U u Ángulo V P Carga Q Carga P Gen Q Gen U u Ángulo V P Carga Q Carga P Gen Q Gen

Nombre kV % ° MW MVar MW MVar kV % ° MW MVar MW MVar

672 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 9,291 5,006 72,45 105 0 0 0 9,323 4,995

362 S/E SAN RAFAEL 14,053 101,83 -3,5 8,1 3,451 0 0 14,054 101,84 -3,5 8,1 3,451 0 0

908 ZUMBAHUA 11,93 86,45 -6,2 2,54 1,4 0 0 11,92 86,37 -6,5 2,54 1,4 0 0

914 PILALO 13,239 95,93 -3,6 0,05 0,03 0 0 13,224 95,83 -3,9 0,05 0,03 0 0

923 ESPERANZA 13,847 100,34 -2,5 0,04 0,02 0 0 13,831 100,22 -2,9 0,04 0,02 0 0

122 EL ESTADO 4,368 105 0 0 0 1,6 1,264 4,368 105 -0,5 0 0 1,6 1,319

140 BARRA ESTADO 14,091 102,11 -2,1 0 0 0 0 14,074 101,98 -2,6 0 0 0 0

917 GUAYACAN 14,082 102,04 -1,7 0 0 0 0 14,044 101,77 -2,1 0 0 0 0

1262 GUASAGANDA 13,841 100,3 -2,2 0,15 0,064 0 0 13,803 100,02 -2,7 0,15 0,064 0 0

1354 PUCAYACU 13,655 98,95 -2,6 0,5 0,213 0 0 13,616 98,67 -3,1 0,5 0,213 0 0

920 F ORIENTAL 14,323 103,79 -0,7 0,135 0,058 0 0 14,266 103,38 -1,1 0,135 0,058 0 0

308 LA MANA 14,47 104,85 -0,1 0,013 0,006 0 0 14,403 104,37 -0,6 3,013 1,284 0 0

311 QUINSALOMA 0,462 105 2,8 0 0 0,78 0,116 0,462 105 2,2 0 0 0,78 0,167

1009 B.QUINSALOMA 14,416 104,46 0,5 0 0 0 0 14,378 104,19 -0,1 0 0 0 0

859 MORASPUNGO 14,267 103,38 0,2 0,15 0,064 0 0 14,228 103,1 -0,4 0,15 0,064 0 0

864 EL CORAZON 13,875 100,55 -0,7 0,5 0,213 0 0 13,836 100,26 -1,2 0,5 0,213 0 0

2057 ENERMAX-CALOPE 72,45 105 0 0 0 0,919 0,268 72,45 105 0 0 0 3,892 1,501

2054 S/E LA MANA 69 KV 72,42 104,96 0 0 0 0 0 72,316 104,81 -0,1 0 0 0 0

2060 S/E LA MANA 13.8 KV 14,473 104,88 -0,1 0 0 0 0 14,417 104,47 -0,5 0 0 0 0

TABLA 4.7: Flujos de Potencia por Nodos


SIN LA CARGA DEL CANTON LA MANA CON LA CARGA DEL CANTON LA MANA

ID Elemento Tipo P Q Cargabilidad P Pérdidas Q Pérdidas P Q Cargabilidad P Pérdidas Q Pérdidas

Nombre MW MVar % MW MVar MW MVar % MW MVar

689 TRAFO 1 Transformador 2 dev -9,291 -4,295 100,5 0 0,7112 -9,323 -4,281 100,72 0 0,7143




247 GEN1 Máquina Sincrónica -0,8 -0,632 -0,8 -0,66

292 GEN 2 Máquina Sincrónica -0,8 -0,632 -0,8 -0,66

324 GEN A Máquina Sincrónica -0,39 -0,058 -0,39 -0,084

318 GEN B Máquina Sincrónica -0,39 -0,058 -0,39 -0,084

657 EQUIVALENTE RED ELEPCO Equivalente de red -9,291 -5,006 -9,323 -4,995

966 RAFA/ZUM Línea -1,044 -0,689 19,21 0,1468 0,1557 -1,072 -0,67 19,45 0,1504 0,1601

971 ZUMB/PILA Línea -1,496 -0,711 25,45 0,1263 0,1429 -1,468 -0,73 25,2 0,1238 0,1399

976 PILA/ESPE Línea -1,672 -0,884 26,19 0,0597 0,0671 -1,641 -0,9 25,94 0,0586 0,0658

981 ESPE/ESTA Línea -1,772 -0,971 26,75 0,0244 0,0274 -1,74 -0,985 26,5 0,0239 0,0268

986 ESTA/GUAYA Línea -0,196 0,173 3,4 0,0012 -0,0042 -0,164 0,211 3,48 0,0012 -0,0041

1265 GUAYA/GUASA Línea -0,655 -0,277 9,42 0,0089 0,0044 -0,655 -0,277 9,45 0,0089 0,0045

1391 GUASA-PUCA Línea -0,5 -0,213 7,29 0,0053 0,0003 -0,5 -0,213 7,32 0,0053 0,0004

991 GUAYA/ORIEN Línea -0,862 -0,104 11,3 0,0128 0,0113 -0,83 -0,066 10,86 0,0118 0,01

996 ORIEN/MANA Línea -1,009 -0,173 13,11 0,0086 0,0085 -0,976 -0,134 12,66 0,008 0,0078

1012 MANA-QUINSA Línea -0,112 0,183 2,72 0,0016 -0,0117 -0,113 0,132 2,2 0,001 -0,0122

1020 QUINSA-MORAS Línea -0,661 -0,276 9,2 0,0054 0,0023 -0,661 -0,277 9,23 0,0054 0,0023

872 MORAS-CORA Línea -0,5 -0,213 7,18 0,011 -0,0005 -0,5 -0,213 7,2 0,011 -0,0004

2048 EQUIVALENTE SNI Equivalente de red -0,919 -0,268 -3,892 -1,501

2049 CALOPE-S/E LA MANA Línea -0,919 -0,372 1,72 0,0003 -0,1041 -3,888 -1,596 7,29 0,0047 -0,0954

2066 S/E LA MANA - NODO LA MANA Línea -0,919 -0,37 12,55 0,0002 0,0001 -3,885 -1,557 53,26 0,0028 0,0034


Las condiciones de operación mejoran con la puesta en funcionamiento

de la S/E La Mana tanto en niveles de voltaje por nodos, disminuye la

cargabilidad de los transformadores, en conclusión presenta mejores

condiciones de operación que en el caso de simulación 2 del capítulo 2 en

condiciones de demanda máxima.

Se observa que incluso con la operación de la nueva S/E La Mana el

nodo Zumbahua sigue teniendo problemas de voltaje con 86,45 %, por lo tanto

se plantea una solución más puntual expuesta más adelante.

En las tablas de pérdidas se puede observar que las pérdidas totales del

sistema occidental disminuyen de 0,619 MW a 0,412 MW que equivale a una

reducción del 33,44 % de pérdidas.

Con la inclusión de la carga del cantón La Mana concesión EMELGUR al

sistema occidental simulado con la S/E La Mana no representa problemas

dentro del sistema, los niveles de voltaje no se ven muy afectados y las

perdidas no aumentan considerablemente, van de 0.412 MW a 0.417 MW que

equivale al 1,1 % de incremento.

4.1.4 SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

OCCIDENTAL (ELEPCO) A 22.8 KV

El objetivo de este análisis simplemente constituye una planificación

para un futuro muy lejano puesto que significa un cambio total del nivel de

operación de 13,8 a 22,8 Kv, lo que significaría una inversión económica que

lamentablemente la empresa no estima como una opción para mejorar su

sistema occidental.

Este estudio pretende mostrar cual serian las condiciones actuales de

operación si se hubiera planificado la construcción de una línea a 22,8 Kv en

vez de una de 13.8 Kv, este pedido de análisis fue realizado por parte de


Ingenieros de la empresa para obtener fundamentos técnicos para en un futuro

no muy lejano planificar esta idea de cambio de nivel de voltaje que constituye

en una alternativa firme de solución a varios problemas.

La simulación se la realiza a condiciones actuales en demanda máxima

manteniendo aislado la central Angamarca e incluido la nueva S/E E La Mana,

las potencias de los transformadores y generadores se mantienen, al igual que

el calibre de conductor de las líneas.

A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos en

la simulación:



Sin S/E La Mana Red 0,147 0,762 12,325 6,28 12,178 5,517

Con S/E La Mana Red 0,139 0,496 12,317 6,014 12,178 5,517

S/E y Cantón La Mana Red 0,139 0,547 15,317 7,342 15,178 6,795

TABLA 4.9: Generación y Pérdidas Totales del Sistema a 22,8 Kv

Si el nivel de operación del sistema de distribución fuese 22,8 Kv las

pérdidas totales se reducirían de 0,619 MW (voltaje 13,8 Kv) a 0,147 MW

(voltaje 22,8 Kv) que representa una reducción del 76,25 % de las pérdidas

totales, con la puesta en funcionamiento de la nueva sub-estación las pérdidas

se reducen a 0,139 MW que equivale a una reducción del 77,54 %.

Las pérdidas totales con la S/E La Mana equivale el 1,12 % del total de

potencia que necesita el sistema para su funcionamiento 12,325 MW, este nivel

de perdidas es mínimo por lo tanto es un índice de la manera eficiente que

constituiría condiciones de operación a 22,8 Kv, con el ahorro de perdidas en

todos estos años la inversión estuviera cubierta en lo que se refiere a lo

económico si se implementaba una línea a 22,8 KV.


SISTEMA A 22,8 KV SIN S/E LA MANA CON S/E LA MANA

ID Nodo U u Ángulo V U u Ángulo V

Nombre kV % ° kV % °

672 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 72,45 105 0

362 S/E SAN RAFAEL 23,347 102,4 -3,6 23,268 102,05 -3,1

908 ZUMBAHUA 22,135 97,08 -6,5 22,291 97,77 -3,1

914 PILALO 22,799 100 -6,7 23,05 101,1 -1,9

923 ESPERANZA 23,103 101,33 -6,8 23,4 102,63 -1,3

122 EL ESTADO 4,368 105 -4,7 4,368 105 1

140 BARRA ESTADO 23,224 101,86 -6,8 23,54 103,25 -1,1

917 GUAYACAN 23,123 101,42 -7,1 23,597 103,5 -0,9

859 MORASPUNGO 23,237 101,92 -7,4 23,794 104,36 -0,1

1354 PUCAYACU 22,872 100,32 -7,5 23,352 102,42 -1,2

920 F ORIENTAL 23,164 101,6 -7,2 23,793 104,36 -0,4

308 LA MANA 23,198 101,75 -7,2 23,906 104,85 -0,2

311 QUINSALOMA 0,462 105 -5 0,462 105 2,3

1009 B.QUINSALOMA 23,325 102,3 -7,3 23,879 104,73 0,1

1262 GUASAGANDA 22,982 100,8 -7,3 23,46 102,89 -1,1

864 EL CORAZON 23,006 100,91 -7,8 23,569 103,37 -0,4

1927 ENERMAX-CALOPE 0 0 0 72,45 105 0

1924 S/E LA MANA 69 KV 0 0 0 72,414 104,95 0

1930 S/E LA MANA 13.8 KV 0 0 0 23,908 104,86 -0,2

TABLA 4.10: Voltajes en Nodos del sistema a 22,8 Kv

Con este nivel de voltaje de operación en la actualidad no se presentaría

problemas de regulación de voltajes en ningún nodo que forma parte del

sistema occidental, es importante recordar que el nodo Zumbahua presentaba

un porcentaje de voltaje de 84% constituyendo actualmente en un grave

problema a 13.8 Kv, al tener condiciones de 22,8 Kv este nodo experimenta 97

% del nivel de voltaje manteniéndose dentro del ± 5 de regulación, con la nueva

sub-estación este valor mejora notablemente.

En conclusión con un sistema a 22,8 Kv actualmente no sería tan

necesario el montaje de una nueva sub-estación y mejoras del sistema,

posiblemente sería necesario para cubrir la demanda de los próximos años.


Los flujos de potencia con todos los parámetros eléctricos de cada uno

de los elementos y nodos se presentan en el ANEXO 8.

4.2 CAMBIO DE CONDUCTORES

Con la inserción en el sistema de la nueva Subestación, casi todos los

problemas debidos a deficiencias en las condiciones de operación han sido

superados. Para el año horizonte, se deberán tomar medidas de corrección con

el fin de abastecer la demanda proyectada.

El cambio de conductores en las líneas de distribución de la zona

occidental (ELEPCO) y el alimentador La Mana (EMLGUR) no es

recomendable, puesto que actualmente se encuentran con bajos niveles de

cargabilidad y para el año horizonte presentan cargabilidad dentro de límites

normales de funcionamiento, el cambio de conductores implica un

sobredimensionamiento de las líneas e incluso un gasto innecesario para la

empresa Eléctrica ELEPCO ya que no mejoraría en gran magnitud las

condiciones de operación.

4.3 ANÁLISIS DE PROTECCIONES

El presente estudio corresponde a proporcionar criterios básicos para la

protección del sistema occidental concesión ELEPCO en las condiciones

actuales de operación, se realiza una simulación de protección a distancia y

sobrecorriente con relés característicos de la librería del programa NEPLAN, el

objetivo es dejar estipulado valores para una posterior calibración de

protecciones de ser el caso.

Actualmente el sistema occidental no dispone de protección a distancia

para sus líneas a 13.8 Kv por lo que este estudio se lo realiza gracias a una

sugerencia hecha por la Empresa para observar los resultados de tener una

protección en las líneas de este tipo.


Por información recopilada se conoce que la empresa ELEPCO adquirió

relés numéricos (Unidad de Protección de Generadores ABB 2000R) para

protección de cada una de sus generadores en cada central (El Estado,

Quinsaloma, Angamarca) que actualmente están siendo calibrados, las

funciones que serán habilitadas son sobrecorriente (50-51), diferencial (87) y

potencia inversa (32) entre las más relevantes.

4.3.1 INTRODUCCIÓN

El sistema de protecciones debe cumplir requerimientos de confiabilidad:

cubrir la totalidad del sistema de eléctrico, cumplir el requerimiento de (n -1) en

los equipos de protección (respaldo), cumplir niveles adecuados de

dependabilidad, seguridad, sensitividad, selectividad, velocidad de disparo.

4.3.1.1 Causas de Fallas

Perforación del aislamiento:

• Envejecimiento del asilamiento debido al exceso de temperatura durante

tiempos prolongados.

• Descargas por efecto corona en la aislación

• Sobretensiones transitorias producidas por tormentas o maniobras de

red.

• Esfuerzos en los equipos debido a fallas externas con altas corrientes.

Causas Externas:

• Arboles, aves, accidentes, etc.

4.3.1.2 Tipos de Fallas

Existen Fallas permanentes generalmente causadas por perforación del

aislamiento, ruptura de conductores u objetos en contacto permanente con los

conductores de fase.

Fallas transitorias ocasionadas por sobretensiones transitorias o

descargas directas e inversas, etc.

Fallas semitransitorias generalmente se deben a causas externas.


Aproximadamente el 80 % de las fallas son transitorias y semitransitorias

y el 20 % permanentes. En consecuencia la elección del uso de un recierre

automático es conveniente.

4.3.2 CRITERIOS DE PROTECCIÓN

A continuación se presentan criterios básicos para realizar una

protección de un sistema eléctrico:

4.3.2.1 Protección de Transformadores

Las consideraciones de protección varían con la aplicación de los

transformadores, procurando siempre disminuir los efectos térmicos y

esfuerzos electromecánicos.

Transformadores de distribución pequeños pueden ser protegidos

satisfactoriamente con fusibles y relés de sobrecorriente (50 instantáneo – 51

retardado). Esto implica una operación coordinada mediante retardo de tiempo.

Para transformadores de Potencia el criterio de retardo de tiempo para

despeje de fallas es inaceptable debido a las implicaciones en la operación del

sistema (estabilidad, también por los costosos y tiempos de reparación que

estos requieren).

4.3.2.2 Protección de Líneas

La principal ventaja de utilizar un relé de distancia (21) es que su zona

de protección depende de la impedancia de la línea protegida, la cual es en

teoría independiente de las magnitudes de tensión y corriente. Por ello, el relé

de distancia tiene un alcance fijo a diferencia de los relés de sobrecorriente

cuyo alcance varía dependiendo de las condiciones de la operación del sistema

(variación de impedancia de fuente).


La protección de sobrecorrientes es uno de los sistemas de protección

más simples en su aplicación y es utilizado generalmente como protección

principal en alimentadores radiales.

4.2.2.3 Protección de Generadores

Los generadores eléctricos constan de una turbina como fuente de

energía mecánica acoplada a un generador, generalmente trifásico y de al

menos dos sistemas de control asociados: Regulador de Velocidad para

mantener la frecuencia constante y Regulador Automático de Voltaje para

mantener constante este parámetro mediante la regulación de voltaje de

campo.

Un generador puede estar sujeto a las siguientes condiciones de falla

más comunes:

• Fallas en el devanado del estator

• Fallas en el devanado de rotor o de campo

• Fallas asociadas al equipo de energía mecánica

• Oscilaciones de Potencia Inestables.

La utilización de relés de protección debe estar ligada a la protección de

las fallas anteriormente mencionadas (relés 50G, 51G, 32, 87G, 67N, 81, etc.)

4.3.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

La coordinación de protecciones se las realiza con relés característicos

de la bibliografía del paquete NEPLAN tanto para protección a distancia como

para sobre corriente y fusibles.

4.3.3.1 Coordinación de Protecciones de Distancia

Se ubican relés de protección a distancia en la S/E San Rafael, Central

El Estado y Central Quinsaloma para cubrir la totalidad de las líneas y proteger


al sistema ante fallas por descargas atmosféricas que es lo más común en este

sistema en especial en la línea entre San Rafael y Central El Estado.

Debido a que el sistema occidental presenta topología radial la

calibración de las zonas de protección se facilita mucho.

GRÁFICO 4.1: Zonas De Protección - Distancia

4.3.3.1.1 Relé de Distancia S/E San Rafael

La calibración se la realiza tomando en cuenta las zonas de protección

del relé de distancia, para el rele 21 (S/E San Rafael) la primera zona esta

calibrada para cubrir hasta el 80 % de la línea entre San Rafael – Central El

Estado, dentro de la zona 2 se detectaran fallas hasta cubrir 44,8 % de la línea

Guayacan - Fideos Oriental y finalmente la zona 3 esta calibrada para cubrir

fallas hasta 18,5 % de la línea La Mana – Quinsaloma.

NOMBRE FALLA DIST R S T

% z(ohm) ang(°) z(ohm) ang(°) z(ohm) ang(°)

ZUMBAHUA/PILALO 3p 88,62 29,275 49,7 29,275 49,7 29,275 49,7

GUAYA/ORIEN 3p 44,8 51,085 40,8 51,085 40,8 51,085 40,8

MANA-QUINSA 3p 18,5 63,574 37,5 63,574 37,5 63,574 37,5

ZUMBAHUA/PILALO 1p 88,62 22,629 54,8 62,262 -33,2 117,941 163,5

GUAYA/ORIEN 1p 44,8 55,197 39,5 162,41 36,7 131,668 24,3

MANA-QUINSA 1p 18,5 70,271 36,4 156,815 39,6 132,87 21,7

Tabla 4.11: Impedancias de Calibración


GRÁFICO 4.2: Zonas De Protección - Relé 21 S/E San Rafael

4.3.3.1.2 Relé de Distancia El Estado

Para el relé 21 (Central El Estado) la primera zona esta calibrada para

cubrir hasta el 80 % de la línea entre Central El Estado – Central Quinsaloma,

la zona 2 detectara fallas hasta cubrir 41,18 % de la línea Moraspungo – El

Corazón, a partir de este porcentaje de línea las fallas que se presenten se

ubicaran en zona 3.



MANA-QUINSA 3p 55 19,272 51,4 19,272 51,4 19,272 51,4

MORAS-CORA 3p 41,18 37,21 45,7 37,21 45,7 37,21 45,7

MANA-QUINSA 1p 55 14,701 54,4 63,492 -47,2 83,672 164

MORAS-CORA 1p 41,18 37,434 44,8 352,499 -33,1 252,833 63,1



GRÁFICO 4.3: Zonas De Protección - Relé 21 El Estado

4.3.3.1.3 Relé de Distancia Quinsaloma

Para el relé 21 (Central Quinsaloma) la primera zona esta calibrada para

cubrir hasta el 80 % de la línea entre Central Quinsaloma – El Corazón, la zona

2 detectara fallas hasta el Nodo El Corazón puesto que en ese punto se

encuentra el seccionamiento de la línea El Corazón – Angamarca, este nodo

constituye el fin del sistema radial protegido, si se desea proteger

posteriormente esta línea significa un reajuste de las zonas de protección del

relé 21 (Quinsaloma).



MORAS-CORA 3p 74,05 11,705 50,3 11,705 50,3 11,705 50,3

MORAS-CORA 1p 74,05 8,57 56,6 30,064 -46 32,536 175,9



GRÁFICO 4.4: Zonas De Protección - Relé 21 Quinsaloma

4.3.3.2 Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente de

Los Transformadores del Sistema

Siendo el transformador el elementó mas importante y costoso de un

sistema eléctrico por ello la importancia de sus protecciones, el presente

análisis de protecciones está enfocado a la coordinación de los relés de

sobrecorriente de cada uno de los transformadores del sistema occidental en

función de los tiempos de disparo y secuencia de operación.

La coordinación de los relés de sobrecorriente se los realiza con curvas

características para fallas entre fases - tierra según norma IEC: normal, muy, y

extremadamente inversa, para este análisis se realizaron simulaciones de fallas

en las barras de cada uno de los transformadores, se considero la corriente de

secuencia de falla cero para mejor criterio de protección de tierra.


4.3.3.2.1 Relé de Sobrecorriente – Trafo 1 S/E San Rafael

El tiempo de operación de este relé debe ser casi instantáneo ante la

presencia de una falla de cualquier tipo, se considera como un elemento de

protección de respaldo el relé de sobrecorriente de la línea de interconexión

entre la S/E San Rafael y Central El Estado, además se considera criterios de

protección por sobrecarga para todos los casos.

TIPO FALLA Nombre Tipo RELE Nodo en Falla Tiempo disp. IK"(RST)

MONOFASICA RELE SAN RAFAEL sobrecorriente S/E SAN RAFAEL 0,023 3,445

RELE RAFA-ESTA sobrecorriente S/E SAN RAFAEL 0,2 0,16

TRIFASICA RELE SAN RAFAEL sobrecorriente S/E SAN RAFAEL 0,069 2,735

RELE RAFA-ESTA sobrecorriente S/E SAN RAFAEL 0,2 0,173

Tabla 4.14: Tiempos de operación Reles de sobrecorriente

GRÁFICO 4.5: Curvas de Relés de Sobrecorriente


4.3.3.2.2 Relé de Sobrecorriente – Trafo 2 Central El Estado

El tiempo de operación es prácticamente instantáneo, se considera

como un elemento de protección de respaldo los relés de sobrecorriente de la

línea de interconexión entre la Central El Estado - La S/E San Rafael y la que

interconecta con la Central Quinsaloma.

TIPO DE FALLA Nombre Tipo Rele Nodo en Falla Tiempo disp. IK"(RST)

MONOFASICA

RELE EL ESTADO sobrecorriente BARRA ESTADO 0,023 0,691

RELE ESTA-QUINSA sobrecorriente BARRA ESTADO 0,166 0,138

RELE ESTADO-RAFA sobrecorriente BARRA ESTADO 0,206 0,196

TRIFASICA

RELE EL ESTADO sobrecorriente BARRA ESTADO 0,075 0,473

RELE ESTA-QUINSA sobrecorriente BARRA ESTADO 0,162 0,14

RELE ESTADO-RAFA sobrecorriente BARRA ESTADO 0,166 0,215




4.3.3.2.3 Relé de Sobrecorriente – Trafo 3 Central Quinsaloma

A más del relé de protección de sobrecorriente del transformador se

considera la modelación de los relés de sobrecorriente de la líneas de

interconexión entre La Central Quisaloma con la Central El Estado y con la

Central Angamarca, los relés anteriormente mencionados deben operar como

respaldo del relé del transformador ante una falla en la barra de 13.8 Kv.

TIPO DE FALLA Nombre Tipo RELE Nodo en Falla Tiempo disp. IK"(RST)

MONOFASICA RELE QUINSALOMA sobrecorriente B.QUINSALOMA 0,015 0,327

RELE QUINSA-ESTADO sobrecorriente B.QUINSALOMA 0,194 0,219

TRIFASICA RELE QUINSALOMA sobrecorriente B.QUINSALOMA 0,062 0,217

RELE QUINSA-ESTADO sobrecorriente B.QUINSALOMA 0,185 0,236




4.3.3.2.4 Relé de Sobrecorriente – Trafo 4 Central Angamarca

La protección de sobrecorriente de este transformador se la realiza

tomando en cuenta que esta central opera como sistema aislado y solo tiene un

alimentador que proporciona servicio al sector del mismo nombre.

Nombre Tipo RELE Nodo en Falla Tiempo disp. IK"(RST)

RELE ANGAMARCA Sobrecorriente ANGAMARCA 0,058 0,084


Para los criterios de protección de sobrecorriente se consideraron las

curvas de operación por sobrecarga para cada uno de los relés de protección

tanto para transformadores y alimentadores que interconectan las Centrales

Eléctricas y La S/E San Rafael.

Este modelamiento de protecciones tanto para protección a distancia y

sobrecorriente se lo realiza aprovechando la funcionalidad del programa

NEPLAN, se puede considerar otro tipo de protecciones como diferencial (87) o

direccional (67) para mejorar el nivel de protección del sistema occidental.

En el Anexo Auto CAD 7 se presentan las curvas de sobrecorriente de

los otros relés que intervienen en el análisis de protecciones conjuntamente

con los relés de los transformadores.


El programa permite modelar las curvas de operación de los fusibles de

los equipos de protección, en el anexo anterior se presenta un modelo de curva

de operación de fusible de 125A tipo NH.

4.4 POSIBLES SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS

DETECTADOS

Una vez simulado y estudiado cada uno de los casos e ideas que

podrían mejorar las condiciones de operación del sistema eléctrico en estudio

se plantean las soluciones en función de cubrir la demanda para los próximos

años hasta llegar al año meta 2013.

A continuación se describe una manera simplificada de los pasos que se

deben seguir para mejorar las condiciones de operación de un sistema de

distribución:

El análisis de las condiciones de operación se la realizó en base a

corridas de flujos para ubicar los lugares con voltajes deficientes, las perdidas

por sección de red y cargabilidad de los elementos, a los problemas que ya se

han determinado y que fueron descritos anteriormente se proponen algunas

soluciones que serán verificadas, en cuanto se refiere a su efectividad, en el

programa.

Los correctivos más factibles sugeridos son balancear las cargas,

emplear capacitores, o mejorar la sección de conductores, o ambas, en función

del costo y beneficio logrado; la posibilidad de emplear reguladores de voltaje y

añadir una nueva subestación.

De las opciones anteriormente mencionadas las que se acomodan al

sistema en estudio corresponde a la ubicación de banco de capacitores y la

ubicación de una nueva subestación, sugiriendo esta ultima pues se puede

aprovechar el transformador de la S/E Lasso, el cual actualmente se encuentra

desmontado y en bodega.


4.4.1 MONTAJE DE UN BANCO DE CAPACITORES

Debido a que el punto más crítico del sistema de distribución occidental

constituye el sector de Zumbahua se recomienda esta como una solución a

corto plazo para mejorar condiciones de operación actuales, para lo cual se

sugiere un banco de 2000 Kvar en este sector, el valor fue establecido en

función de mejorar la regulación en este nodo hasta llegar al año meta 2013, la

colocación de este elemento presenta los siguientes resultados:



Red 0,407 1,116 12,585 4,825 12,178 5,517

TABLA 4.17: Perdidas Totales - Banco de Capacitores

Con esta implementación las pérdidas totales se reducen de 0,619 MW a

0,407 MW que representa una reducción del 34,24 % del total.

ID Nodo U u Ángulo

V P Carga

Q Carga

Nombre kV % ° MW MVar

672 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0

362 S/E SAN RAFAEL 14,199 102,89 -3,6 8,1 3,451

908 ZUMBAHUA 13,123 95,09 -16,4 2,54 1,4

914 PILALO 13,785 99,89 -15,5 0,05 0,03

923 ESPERANZA 14,098 102,16 -15,1 0,04 0,02

122 EL ESTADO 4,368 105 -12,9 0 0

140 BARRA ESTADO 14,225 103,08 -15 0 0

917 GUAYACAN 13,992 101,39 -15,7 0 0

1262 GUASAGANDA 13,749 99,63 -16,2 0,15 0,064

1354 PUCAYACU 13,562 98,27 -16,6 0,5 0,213

920 F ORIENTAL 14,009 101,51 -15,8 0,135 0,058

308 LA MANA 14,042 101,75 -15,8 0,013 0,006

311 QUINSALOMA 0,462 105 -13,5 0 0

1009 B.QUINSALOMA 14,172 102,7 -15,8 0 0

859 MORASPUNGO 14,02 101,59 -16,1 0,15 0,064

864 EL CORAZON 13,621 98,7 -17 0,5 0,213

TABLA 4.18: Voltajes en Nodos - Banco de Capacitores


La ubicación del banco de capacitores en zumbahua permite mejorar el

nivel de voltaje en este nodo de 84,7 % a 95,09 % e incluso mejora los voltajes

en nodos aledaños, es evidente la mejora con la ubicación de este dispositivo

en condiciones de demanda máxima para cubrir la demanda actual sin la

necesidad de la nueva subestación pero es importante aclarar que no se

incluye la carga del cantón La Mana concesión EMELGUR.

4.4.2 CONSTRUCCIÓN DE LA S/E LA MANA

Como se demostró anteriormente es importante el montaje de esta

subestación en el Cantón La Mana, esto permite mejorar notablemente los

niveles de voltajes en nodos del sistema e incluso como se demostró se puede

incluir la carga del Cantón La Mana al Sistema de ELEPCO sin problemas,

además reduce la cargabilidad de los transformadores.

La puesta en marcha de esta subestación se facilita debido a la logística

de ubicación y equipos que ya dispone la empresa eléctrica ELEPCO, el

estudio demostró todos los beneficios que se obtendrán con esta nueva

instalación.

4.4.3 MONTAJE DE LA LÍNEA ANGAMARCA – ZUMBAHUA

Como se recomendó esta línea constituye una solución adecuada e

incluso permite mejorar la confiabilidad del sistema de distribución occidental

ya que provocaría la formación de una red tipo anillo y se aprovecharía todas

las ventajas que conllevaría una topología de red de este estilo.

La eficiencia y eficacia de esta línea está ligada directamente con la

capacidad de generación de la central Angamarca , la misma que presenta una

capacidad instalada de 375 KVA en generación pero tiene instalado un

transformador de 315 KVA lo que limita la capacidad de generación en esta

central y provoca que el transformador se sobrecargue fácilmente, por lo tanto

es importante considerar esta opción siempre y cuando se planifique una


repotenciación de esta central, esto generará muchos beneficios al sistema

eléctrico de esta zona.

Esta solución podría constituirse en una alternativa muy interesante para

los próximos años, pero es importante reconocer que la Empresa no está en la

predisposición de hacer una inversión económica tan enorme, es por ello que al

igual que la simulación hecha a 22,8 Kv constituye estudios que servirían para

que posteriormente la empresa pueda presentar una propuesta con esta

información y buscar financiamiento para estos proyectos.

A diferencia del estudio con nivel de voltaje a 22,8 Kv esta alternativa

constituye de mayor factibilidad ya que implica una menor inversión económica

que con un debido financiamiento se podría concretar en el futuro.

El caudal de agua de la Central Amgamarca y Central El Estado son

muy parecidos por lo tanto para la simulación se considera instalaciones de

generación y transformación presentes en la Central El Estado cuya capacidad

instalada es 2,13 MVA y un transformador de 2,5 MVA, siendo esta una

alternativa a futuro.

A continuación se presentan resultados obtenidos con condiciones de

operación actuales en demanda máxima y considerando la repotenciación de la

central Angamarca y la línea Angamarca – Zumbahua.



Red 0,221 0,813 12,629 6,428 12,408 5,615

TABLA 4.19: Perdidas Totales

Las pérdidas totales se reducen de 0,619 MW a 0,221 MW que

representa una reducción del 64,29 % del total de perdidas, esta es la opción

que presenta mejores resultados ya que experimenta una reducción de las

pérdidas totales es más del 50 %.


ID Nodo U u Ángulo V

P Carga

Q Carga

P Gen

Q Gen

Nombre kV % ° MW MVar MW MVar

362 S/E SAN RAFAEL 14,117 102,3 -3,1 8,1 3,451 0 0

672 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 0 0 8,649 4,471

908 ZUMBAHUA 13,066 94,68 -4 2,54 1,4 0 0

914 PILALO 13,756 99,68 -3,1 0,05 0,03 0 0

923 ESPERANZA 14,08 102,03 -2,8 0,04 0,02 0 0

122 EL ESTADO 4,368 105 -0,5 0 0 1,6 0,89

140 BARRA ESTADO 14,212 102,99 -2,6 0 0 0 0

917 GUAYACAN 13,98 101,3 -3,4 0 0 0 0

1262 GUASAGANDA 13,737 99,55 -3,9 0,15 0,064 0 0

1354 PUCAYACU 13,55 98,19 -4,3 0,5 0,213 0 0

920 F ORIENTAL 13,999 101,44 -3,5 0,135 0,058 0 0

308 LA MANA 14,034 101,69 -3,5 0,013 0,006 0 0

311 QUINSALOMA 0,462 105 -1,2 0 0 0,78 0,454

1009 B.QUINSALOMA 14,167 102,66 -3,5 0 0 0 0

859 MORASPUNGO 14,015 101,56 -3,8 0,15 0,064 0 0

864 EL CORAZON 13,616 98,67 -4,7 0,5 0,213 0 0

1103 B ANGAMARCA 4,368 105 1,1 0 0 1,6 0,718

1070 ANGAMARCA 14,257 103,31 -1,1 0,23 0,098 0 0

TABLA 4.20: Voltajes en Nodos

Los voltajes en los nodos presentan mejor regulación y el nodo

Zumbahua está cerca de los límites de regulación establecidos con 94,68%,

este valor se puede considerar dentro de los límites de regulación en sectores

rurales.

Los resultados obtenidos con esta posible solución son muy interesantes

tanto en reducción de pérdidas, como en regulación de voltaje en nodos del

sistema, los niveles de cargabilidad de los transformadores se reducen

eliminado problemas de sobrecarga, en conclusión se puede considerar como

una solución eficiente para el futuro e incluso mejorando la confiabilidad del

sistema occidental.


4.5 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LA

DEMANDA HASTA EL AÑO META 2013

Se consideran las soluciones de mayor factibilidad técnica y económica

que se podrían implementar para los próximos años, siendo las soluciones más

económicas y eficientes las siguientes:

1. Banco de Capacitores 2000 KVar

2. S/E La Mana – Capacidad 20 MVA

3. Repotenciación Central Angamarca

La Empresa tiene en proyecto la construcción de la línea Zumbahua

Angamarca pero en este estudio se demostró que presentara resultados

eficientes siempre y cuando consideremos la repotenciación de La Central

Angamarca, de no ser así se presentara problemas de sobrecarga en el Trafo 4

(Angamarca) de 0,315 KVA.

La simulación considera la unión de estas soluciones y se presentan los

resultados de manera anual comparando los resultados obtenidos sin y con las

soluciones planteadas.

4.5.1 AÑO 2009

Para este año se considera la incorporación de un banco de capacitores

de 2000 Kvar en el sector de Zumbahua para mejorar la regulación en este

punto, la simulación se la realiza a demanda máxima proyectada para este año

para cada uno de las concentraciones de carga, el análisis se realiza con la

puesta en funcionamiento de la nueva S/E La Mana, obteniendo los siguientes

resultados:

AÑO PROYECTADO 2009 Desde Pérdidas Generación Carga


sin planificación Red 0,808 2,049 13,485 7,787 12,677 5,738

con planificación Red 0,314 0,924 12,991 4,431 12,677 5,4

TABLA 4.21: Pérdidas Totales


4.5.2 AÑO 2010

Las condiciones de simulación son parecidas al año 2009 con los datos

de las cargas proyectadas para este año obteniendo los siguientes resultados:






4.5.3 AÑO 2011

Para este año se considera la repotenciación de la Central Angamarca

de 0,38 MVA a 2,13 MVA de potencia instalada, esta acción es de mucha

importancia ya que permite mejorar notablemente las condiciones de operación

para este año , e incluso se considera el seccionamiento de la línea San Rafael

– Zumbahua con el objetivo de aislar el sistema eléctrico occidental y la zona

central aliviando la cargabilidad del transformador de la S/E San Rafael que en

las condiciones normales presentaba una sobrecarga elevada, esta acción

permite mantener en reserva la línea anteriormente mencionada disminuyendo

en gran medida las perdidas ya que esta línea es la que genera mayores

pérdidas, la cual se utilizaría para operaciones especiales.

Con las condiciones de operación expuestas anteriormente se puede

evitar el seccionamiento de la línea Angamarca - El corazón ya que esta línea

fue seccionada debido a problemas de sobrecarga en el transformador de la

Central Angamarca, con la repotenciación no se presenta problema alguno e

incluso la conexión de esta línea mejora aun mas las condiciones de operación.

A continuación se presentan un resumen de los resultados obtenidos en

la simulación de flujos de potencia:







4.5.4 AÑO 2012

En la simulación de flujo de potencia para este año en el capítulo 3 no se

pudo realizar debido a problemas de nivel de voltaje en el nodo Zumbahua lo

que generaba un colapso del sistema por lo tanto el flujo no converge, con las

soluciones planteadas en este año el flujo de `potencia es normal manteniendo

las mismas condiciones de operación expuestas para el año 2011 e incluso se

considera la carga del cantón la Mana concesión de EMELGUR como parte del

sistema de ELEPCO , los resultados no presentan problema alguno, los

mismos que se presentan a continuación:

Desde P Pérdidas Q Pérdidas P Gen Q Gen P Carga Q Carga Qc Paralelo

Área/Zona MW MVar MW MVar MW MVar MVar

Red 0,444 1,302 18,997 7,316 18,553 7,904 1,889


4.5.5 AÑO 2013

Este año es el considerado como año meta que presenta condiciones de

operación iguales que el año pasado incluyendo las demandas para cada carga

en este año, las soluciones establecidas presentan buenas condiciones de

operación para este año, lo que significa que el sistema con estas propuestas

puede cubrir la demanda de años posteriores al año meta.

Desde P Pérdidas Q Pérdidas P Gen Q Gen P Carga Q Carga Qc Paralelo

Área/Zona MW MVar MW MVar MW MVar MVar

Red 0,541 1,522 20,004 7,976 19,463 8,291 1,837



AÑO PROYECTADO 2009 2010 2011 2012 2013

ID Nodo U u Ángulo V U u Ángulo V U u Ángulo V U u Ángulo V U u Ángulo V

Nombre kV % ° kV % ° kV % ° kV % ° kV % °

672 S/E SAN RAFAEL 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0

362 S/E SAN RAFAEL 14,165 102,65 -3,4 14,139 102,46 -3,6 14,106 102,22 -3,3 14,086 102,07 -3,5 14,065 101,92 -3,7

908 ZUMBAHUA 13,427 97,29 -10,3 13,251 96,02 -10,8 13,603 98,57 -12,6 13,413 97,2 -15,5 13,227 95,85 -17,8

914 PILALO 13,974 101,26 -5,7 13,879 100,57 -6,1 14,038 101,73 -7,3 13,911 100,8 -9,5 13,795 99,96 -11,1

923 ESPERANZA 14,259 103,32 -3,7 14,201 102,91 -4,1 14,285 103,52 -4,9 14,196 102,87 -6,9 14,122 102,33 -8,3

122 EL ESTADO 4,368 105 -0,9 4,368 105 -1,3 4,368 105 -2 4,368 105 -3,9 4,368 105 -5,1

140 BARRA ESTADO 14,379 104,19 -2,9 14,336 103,89 -3,4 14,393 104,3 -4 14,321 103,78 -5,9 14,265 103,37 -7,2

917 GUAYACAN 14,255 103,3 -2,2 14,219 103,04 -2,5 14,244 103,22 -2,9 14,154 102,56 -4,3 14,102 102,19 -5,1

1262 GUASAGANDA 14,02 101,59 -2,7 13,969 101,23 -3 13,981 101,31 -3,5 13,874 100,54 -4,9 13,807 100,05 -5,7

1354 PUCAYACU 13,839 100,28 -3,1 13,777 99,84 -3,4 13,779 99,85 -3,9 13,66 98,98 -5,4 13,581 98,41 -6,2

920 F ORIENTAL 14,379 104,2 -0,9 14,366 104,1 -1 14,376 104,18 -1,2 14,292 103,56 -2 14,27 103,4 -2,3

308 LA MANA 14,482 104,94 -0,2 14,481 104,94 -0,2 14,485 104,96 -0,2 14,408 104,4 -0,8 14,404 104,38 -0,9

311 QUINSALOMA 0,462 105 2,7 0,462 105 2,6 0,462 105 2,5 0,462 105 1,7 0,462 105 1,6

1009 B.QUINSALOMA 14,408 104,41 0,4 14,396 104,32 0,3 14,387 104,25 0,2 14,331 103,85 -0,6 14,315 103,73 -0,7

859 MORASPUNGO 14,25 103,26 0 14,232 103,13 -0,1 14,216 103,02 -0,2 14,153 102,56 -0,9 14,129 102,38 -1,1

864 EL CORAZON 13,83 100,21 -0,9 13,79 99,93 -1 13,754 99,67 -1,1 13,668 99,04 -2 13,617 98,68 -2,2

1927 ENERMAX-CALOPE 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0 72,45 105 0

1924 S/E LA MANA 69 KV 72,43 104,97 0 72,427 104,97 0 72,429 104,97 0 72,301 104,78 -0,1 72,29 104,77 -0,2

1930 S/E LA MANA 13.8 KV 14,484 104,96 -0,1 14,484 104,96 -0,2 14,488 104,99 -0,2 14,423 104,52 -0,7 14,421 104,5 -0,8

1103 B ANGAMARCA 4,368 105 -6,7 4,368 105 -10 4,368 105 -12,7

1070 ANGAMARCA 14,413 104,44 -8,9 14,349 103,98 -12,2 14,286 103,52 -14,9

TABLA 4.26: Voltajes por Nodos del Sistema Occidental


Los resultados detallados por nodos y elementos de los flujos de potencia

se encuentran en el ANEXO 9 para cada año hasta el año meta.


CAPITULO 5

ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA

5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS

5.3.- RELACIÓN BENEFICIO-COSTO


ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA

5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

En vista del rol que juega el sector eléctrico en el desarrollo económico del

país, en el bienestar colectivo y los grandes recursos que sus proyectos

requieren, es importante el análisis económica de estos; siendo análisis de mucho

interés para permitir o no la ejecución de un proyecto.

Para medir la factibilidad de un proyecto, es preciso utilizar herramientas de

evaluación económica. Este enfoque macroeconómico implica la necesidad de

revisar o comparar los beneficios y costos del proyecto.

La justificación económica para este estudio esta directamente relacionado

con los niveles de pérdidas de potencia del sistema en comparación con la

potencia total que requiere el sistema, siendo un indicador para observar la

reducción de pérdidas cuando se plantea las soluciones para mejorar las

condiciones de operación del sistema.

5.1.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA

En el capítulo de planificación se hizo un análisis detallado comparando las

pérdidas del sistema actual con las mejores condiciones de operación en función

de las pérdidas con las alternativas de solución planteadas.

Para el año 2009 se establece la colocación de un banco de capacitores en

el nodo Zumbahua y la S/E La Mana, para el año 2010 no se tiene planificado

ninguna mejora, en el 2011 se considera la repotenciacion de la Central

Angamarca y la línea Angamarca – Zumbahua, para el año 2012 y 2013 no se

establece mejoras ya que las soluciones planteadas mejoran considerablemente

el sistema, las condiciones de operación sin planificación para el 2012 - 2013

producen un black-out del sistema para estos años con la demanda proyectada.


AÑO CONDICION Pérdidas Generación REDUCCION

DE PERDIDAS (%)

REDUCCION DE GENERACION (%) MW MVar MW MVar

2009 sin planificación 0,808 2,049 13,485 7,787

61,14 3,66 con planificación 0,314 0,924 12,991 4,431





2012 con planificación 0,444 1,302 18,997 7,316 0,00 0,00

2013 con planificación 0,541 1,522 20,004 7,976 0,00 0,00

TABLA 5.1 Reducción de Pérdidas y Generación

Grafico 5.1 Cuadro comparativo de perdidas

En la tabla 5.1 se puede observar los altos niveles de reducción de

pérdidas si se consideran las soluciones planteadas en el capítulo 4 llegando a

reducir más del 50 % e incluso se disminuye la potencia que el sistema requiere

para operar en condiciones normales.

Es importante recalcar que mientras menores son las perdidas técnicas

significa menos energía no facturada y por lo tanto genera menor cantidad de

dinero por pérdidas técnicas, el ahorro de esta energía puede ser direccionada a

cubrir la demanda de otros clientes lo que se convierte en energía facturada

generando mayores ingresos para la Empresa.


La justificación técnica de las soluciones planteadas presentan resultados

positivos por lo tanto la inversión económica se justifica para obtener los

beneficios de un sistema planificado para los próximos años.

5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS

A más de la evaluación económica de las alternativas planteadas se realiza

un análisis económico del sistema de distribución del Cantón La Mana concesión

de EMELGUR que podría pasar dentro de la zona de concesión de ELEPCO para

los próximos años, el análisis económico del alimentador La Mana considera

límites provinciales y solo los ramales que podrían estar dentro de la zona de

concesión.

5.2.1 COSTO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN

LA MANA CONCESIÓN DE EMELGUR.

En la siguiente tabla se encuentran cada uno de los equipos y materiales

que forman parte del inventario general del sistema de distribución del Cantón La

Mana concesión de la Empresa eléctrica EMELGUR, en la misma se encuentran

los costos totales en dólares americanos.

COSTOS DEL INVENTARIO GENERAL

ITEM COSTO $ USD

POSTERIA 260991

ESTRUCTURAS MT 87419,6

ESTRUCTURAS BT 33318,32

CONDUCTORES POR METRO 220141,38

TENSORES Y ANCLAJES 28815,36

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION 332760

LUMINARIAS 173440

CAJAS DE DISTRIBUCIÓN 760

BANCO DE CAPACITORES 16340

PARARRAYOS 1890

SECCIONADORES 14335

TOTAL $ USD 1170210,66

Tabla 5.2: Costos del inventario de elementos y equipos del C antón La Mana concesión EMELGUR.


Se observa que el costo total de todo el sistema de distribución del cantón

La Mana esta en 1´170 210,66 USD, esto significaría que la empresa Eléctrica

ELEPCO SA deberá pagar esta cantidad mas otros rubros para comprar el

sistema Eléctrico del Cantón La Mana a EMELGUR, tomando en cuenta solo las

zonas que están dentro de los limites provinciales de Cotopaxi y los Ríos, es

importante recalcar que esto será posible si ELEPCO SA extendiera su área de

concesión hasta este Cantón.

En el ANEXO 10.1 se puede observar los precios detallados de todos los

elementos que forman parte del alimentador La Mana.

5.2.2 COSTO DEL BANCO DE CAPACITORES

La instalación de los capacitores se lo realiza en función de las

necesidades del sistema y en función de los valores estandarizados de

capacitores disponibles en el mercado nacional o en su defecto la opción de una

posible importación desde un país proveedor, se considera un valor referencial de

32000 USD para la compra de un banco de capacitores trifásico de 2000 Kvar.

5.2.3 COSTO DE LA LÍNEA CALOPE – LA MANA 69 Kv

El proyecto está implantado en su totalidad en la Provincia de Cotopaxi a

200 – 320 metros sobre el nivel del mar, en una zona donde el clima es

subtropical húmedo. La posición de salida de 69 kV, será construido en la S/E

Calope la misma que está ubicada junto a la casa de máquinas del proyecto

hidroeléctrico Calope de propiedad de ENERMAX, sitio desde donde partirá la

línea a 69 kV Calope-La Maná.

La línea de subtransmisión a 69 kV, Calope-La Maná tiene una longitud de

5 km. El trazado de la línea sigue por una topografía ondulada con pendientes

moderadas a una altura sobre el nivel del mar inferior a los 400m.

Características técnicas generales de la línea:


• Voltaje: 69 KV • Número de circuitos: 1 • Conductor: 450 ACSR (ACAR) • Material conductor: Alambres de aluminio reforzados con acero tipo ACSR • Cable de guarda: 5/16" de acero galvanizado • Aislamiento: 5 aisladores de porcelana tipo estándar de 10" de

diámetro y 5 3/4" de altura. • Longitud: 5 Km. • Estructuras: Acero galvanizado auto soportantes

PRESUPUESTO REFERENCIAL

ITEM DESCRIPCIÓN COSTO TOTAL

01 Materiales $ 210.819 02 Mano de Obra y Dirección técnica $ 104.161 04 Transporte de postes y materiales $ 13.000

05 Caminos de acceso e Indemnizaciones por daños durante la construcción.

$ 39.000

06 Adquisición de Equipos a 69Kv y 13.8 Kv $ 133.379

TOTAL $ 500.359

NOTA: * No se incluye el pago de los derechos de paso, Ga stos Administrativos e Imprevistos.

TABLA 5.3 Presupuesto Línea Calope – La Mana 69 KV

En el ANEXO 10.2 se presenta la lista de materiales de materiales

referencial de la línea a 69 Kv Calope.

5.2.4 COSTO DE LA LÍNEA ANGAMARCA – ZUMBAHUA 13.8 Kv

La línea de Media Tensión trifásica tendría una longitud aproximada de 25

Km a un nivel de 13.8Kv calibre 3/0 tipo ACSR, se considera el montaje de la

línea sobre estructuras en pórtico para algunos tramos y en otras estructuras Cp2

– CP- CR- CR2 con sus respectivos elementos y accesorios. A continuación se

presenta un presupuesto referencial del proyecto.


ITEM CANTIDAD (USD)

TOTAL MATERIALES 438.022,59

MANO DE OBRA Y TRANSPORTE DE MATERIALES 65.703,39

SUBTOTAL (MATERIALES Y MANO DE OBRA) 503.725,97

DISEÑO ELECTRICO 800

IVA (12%) 60.543,12

TOTAL PROYECTO 565.069,09

TABLA 5.4 Presupuesto Línea Angamarca – Zumbahua 13 ,8 Kv

En el ANEXO 10.3 se puede observar la lista de materiales referencial del

proyecto de construcción de la línea anteriormente descrita.

5.2.5 COSTO DE LA REPOTENCIACIÓN CENTRAL

ANGAMARCA

Esta alternativa resulta muy interesante como solución para los años

posteriores, por lo tanto la justificación técnica no presenta problema alguno, el

problema radica en la inversión que significaría repotenciar esta Central hasta

llegar a una capacidad parecida a la Central El Estado, pero como se comento en

capitulo anterior se podría considerar una solución para un futuro no muy lejano

con un debido financiamiento.

Una sub alternativa más viable financieramente constituiría el aumentar la

capacidad del transformador de la central que actualmente es 0,315 MVA y la

capacidad de generación instalada es 0,38 MVA lo que significa pérdida de

generación de energía que podría ser suministrada a otros potenciales usuarios.

5.2.6 COSTO DE LA S/E LA MANA

La subestación La Maná estará implantada en el límite urbano de la Maná

en el sector La Playita, Avenida Libertad en terrenos del I. Municipio de la Maná.

Subestación de distribución Eléctrica La Maná:


• Gis-Transformador de potencia de 20 MVA y de relación de transformación

de 69/13.8 Kv.

• Casa de control con tableros y equipos de operación y protección

• Pórtico de salida metálico.

Presupuesto referencial:

ITEM DESCRIPCIÓN Cant. VALOR $

1. EQUIPOS

1 Panel de alimentadores 5 180000

2 Panel de Entrada Transformador 1 40000

3 Panel de Servicios Auxiliares 1 15000

4 Baterías y Cargador 1 20000

TOTAL 255000

2. MATERIALES

5 Pórtico de hierro 69 kV. 1 6000

6 Malla de puesta a tierra 1 6100

7 Cables de Fuerza, Grupo 5800

8 Puntas Terminales 15 KV, conectores Grupo 5500

9 Miselaneos 1 1000

TOTAL 24400

3. MONTAJE ELECTROMECÁNICO Y PRUEBAS

10 Montaje Electromecánico y Pruebas 1 20000

11 Pruebas 1 10000

12 Mano de obra de la malla de puesta a tierra 1 1000

TOTAL 31000

4. TRANSPORTE Y SEGUROS

13 GIS – Transformador 1 6000

14 Equipos y materiales 4000

TOTAL 10000

5. OBRAS CIVILES

15 Implantación general y cerramiento perimetral. 1 15800

16 Sala de control y bases del GIS - Transformador 1 22000

17 Instalaciones Sanitarias 1 5000

18 Casa de Guardián 1 4000

19 Vías de acceso y Parqueadero (Adoquinados) 1 7800

20 Jardines y obras de arte 1 1600

21 Cisterna 5 m3 y equipo hidroneumático 1 3000

TOTAL 59200

TOTAL DEL PROYECTO (USD) 379600

TABLA 5.5 Presupuesto S/E LA MANA


5.3 RELACIÓN BENEFICIO-COSTO

La evaluación económica tiene en cuenta los beneficios y costos de las

alternativas desde el punto de vista de la economía en su conjunto, siendo el

objetivo el presentar la valoración del impacto económico del proyecto.

Para obtener la energía de pérdidas (E per) se multiplica el factor de

pérdidas (f per) por la demanda de pérdidas (D per max) considerando el periodo

de tiempo (T) que es anual, para obtener el factor de pérdidas se relaciona la

demanda de pérdidas de cada intervalo con la máxima.

5.3.1 ALIMENTADOR LA MANA CONCESIÓN EMELGUR

El beneficio de la inclusión del alimentador La Mana concesión de

EMELGUR al sistema de ELEPCO con las respectivas recomendaciones

realizadas, significa una mejoría total en la calidad de servicio eléctrico de este

cantón, ya que en la actualidad presenta muchos problemas tanto en lo técnico y

económico para EMELGUR.

A continuación se realiza una comparación referencial de la inversión que

debe realizar para la compra de la parte del alimentador que podría pasar a

concesión de ELEPCO respetando límites provinciales con respecto a los

beneficios económicos que generaría para ELEPCO.

ALIMENTADOR LA MANA

Demanda ( MW) 3,00 Demanda per (MW) 0,093

Energía ( GWh/año) 13,14 E per ( GWh/año) 0,195

Energía Disponible ( GWh/año) 12,94

Recaudación USD$/año 1242710,14

Inversión 1170210,66

Relación(recaudación/inversión) 1,06

TABLA 5.6: Beneficio Económico Alimentador La Mana

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA En la tabla se puede observar que en un año se puede recuperar la

inversión realizada, los resultados son referenciales por lo tanto pueden estar

sometidos a posibles incrementos o decrementos en función de precios y políticas

económicas, para el cálculo de recaudación se utilizo una tarifa de consumo

residencial de 0,096 USD/KWh.

Se observa que por cada dólar invertido se recupera la inversión en 1,06

para el primer año, por lo tanto para el siguiente año se recuperaría la inversión y

se obtuvieran beneficios económicos.

5.3.2 SISTEMA OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO

Los beneficios técnicos sean demostrado que son importantes para el

sistema occidental que se refleja directamente en la reducción de pérdidas, por lo

tanto menores pérdidas técnicas significa reducción de energía no facturada, esto

puede permitir que la energía ahorrada puede ser suministrada a nuevos clientes

y convertirse en energía facturada.

SISTEMA ELECTRICO OCCIDENTAL

Año ITEM Sin Planificacion Planificado ahorro USD/año Beneficio-Costo

2009

Perdidas (MW) 0,808 0,314

99704,218 0,109 Factor perdidas (Fperd) 0,24 0,24

Perdidas (MWh)/año 1698,7392 660,1536

Perdida Economica (USD) 163078,9632 63374,746


2010



Perdidas (MWh)/año 2461,9104 740,0448



2011



Perdidas (MWh)/año 3683,4048 737,9424


TABLA 5.6: Beneficio Económico Sistema Occidental

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA El primer año el monto de inversión llega a valor aproximado de 911959

USD (banco de capacitores, Línea 69 KV Calope – La Mana, S/E La Mana) lo que

permite ahorrar 99704,218 USD por reducción de pérdidas que se convierte en

energía facturada de ser suministrada a otros potenciales clientes, la relación

beneficio costo para este año es 0.109, que significa que para el primer año se

recupera el 10,9 % de la inversión.

En el segundo año no se considera ninguna inversión pero gracias a la

inversión del año pasado permite recuperar 165299,098 USD por concepto de

pérdidas, dando un sub total de 265003,315 USD recuperados hasta este año,

dejando un total de recuperación 646955,685 USD para los próximos años, la

relación beneficio costo es 0.204 dando un sub total de recuperación de inversión

29,06 % para este segundo año.

En el tercer año se considera una nueva inversión, la construcción de la

línea Angamarca – Zumbahua y la repotenciación de La Central Angamarca, es

importante considerar una evaluación técnica - económica hasta este año con las

mejoras planificadas en años anteriores y tomar la decisión de plantear la nueva

solución, la misma que servirá para los próximos años e incluso más allá del año

meta 2013, por lo tanto este análisis económico no se considera debido a la gran

inversión que requiere, pero es importante aclarar que los beneficios son muy

interesantes como se demostraron en capítulos anteriores, llegando incluso a un

ahorro de 282764,39 USD para este año, siendo recuperado el 60,06 % de la

inversión realizada, obteniendo en este año una relación de beneficio - costo de

0,437 por cada dólar invertido.

Para los años 2012 y 2013 no se presentan resultados de beneficios por

reducción de pérdidas tanto económicas como técnicas ya que para estos años

de no considerar las alternativas planificadas para los primeros años se

presentaran problemas graves e incluso puede provocar un colapso del sistema

como se demostró en el capítulo 2, por lo tanto para estos años las pérdidas se

mantienen casi constantes lo que es un indicador que significa que el sistema

mantiene condiciones optimas de funcionamiento técnico – económicas

estipulando la recuperación total de la inversión para estos años.


CAPITULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES GENERALES

6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS

6.3 RECOMENDACIONES


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES GENERALES

• La planificación de un sistema eléctrico de distribución involucra una gran

cantidad de información por lo tanto es necesario la utilización de un

software que permita la modelación del sistema en estudio, para realizar un

análisis detallado y eficiente para condiciones de operación actuales y

futuras, en este sentido el programa NEPLAN permite un análisis completo

del sistema eléctrico abarcando incluso modelamiento del sistema de

protecciones y otras funciones especiales que un estudio comprende para

una mejor interpretación del mismo.

• La implementación de las soluciones planteadas en el presente estudio

permite la obtención de una rentabilidad económica - técnica aceptable

para la Empresa Eléctrica ELEPCO y a su Sistema de Distribución

Occidental, en base a la utilización eficiente y planificada de sus recursos,

permitiendo una mejor condición de operación del sistema eléctrico.

• La condición optima de operación del Sistema de Distribución Occidental;

concesión ELEPCO; es cuando se mantienen en funcionamiento como

sistema aislado a la Central Angamarca con su respectiva carga, esto se

logra mediante el seccionamiento de la línea El Corazón – Central

Angamarca.

• La S/E la Mana permitirá mejorar los niveles de voltaje en la zona de La

Mana, Pucayacu, Moraspungo, El corazón , La Esperanza, Pílalo que están

bajo la concesión de la empresa eléctrica ELEPCO S A, por otro lado una

idea de esta Empresa Distribuidora es realizar el seccionamiento de la

línea San Rafael - ZUMBAHUA para dividir el sistema occidental en dos

zonas definidas, la zona central manteniendo los nodos de conexión con el


SNI con las respectivas centrales de Generación (Illuchi I y II) y la zona

occidental con un nuevo punto de conexión con el SNI mediante la S/E

Quevedo a 69 Kv conjuntamente con la Central Calope – ENERMAX y así

mejorar la calidad de servicio en estas zonas aprovechando la energía

excedente que genera esta Central, esta idea será factible siempre que se

planifique la repotenciacion de las centrales Occidentales y plasmar las

alternativas planteadas en el presente proyecto.

• Debido a la poca capacidad de generación de las centrales occidentales (

EL Estado, Quinsaloma, Angamarca) e incluso la limitada capacidad del

transformador en el caso de la central Angamarca provoca que se

desperdicie la capacidad de transferencia de potencia de las líneas, las

mismas que presentan bajos niveles de cargabilidad e incluso en el año

horizonte, por lo tanto se recomienda la re-potenciación de dichas centrales

para obtener mejores condiciones de operación y aprovechar de mejor

manera las instalaciones del sector occidental.

6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS

• El nodo eléctrico que presenta mayores problemas en el sistema de

distribución occidental concesión ELEPCO es el denominado Zumbahua

que en condiciones actuales violó los límites de regulación de voltaje

permitidos, por lo tanto la ubicación de un banco de capacitores en este

punto constituye de mucha importancia para corregir este problema de

regulación a corto plazo.

• La línea entre la S/E San Rafael y Zumbahua constituye el elemento con

mayores problemas en niveles de pérdidas debido a su gran extensión, e

incluso contribuye aproximadamente con la mitad de ellas de todo el

sistema, por lo tanto es importante considerar el seccionamiento de esta

línea siempre y cuando se consideren las soluciones planteadas (S/E La

Mana, Banco de Capacitores, Repotenciación).


• La construcción de la línea de Media Tensión a 13.8 Kv con calibre de

conductor 3/0 AWG tipo ACSR desde la Central Angamarca hasta el

sector Zumbahua permitirá mejorar los niveles de voltajes en el sector del

mismo nombre y sus zonas aledañas, de esta manera los niveles de

regulación estarán dentro de los límites establecidos por el CONELEC en

zonas rurales. Por otro lado, ésta línea permitirá conformar un sistema de

distribución en forma de anillo mejorando índices de confiabilidad y

estabilidad del sistema eléctrico siempre y cuando se consideren las

alternativas planteadas.

• Con la repotenciación de la Central Angamarca a un valor estimado de 1,6

MW se podrá realizar el seccionamiento de línea San Rafael - Zumbahua la

cual presenta mayores pérdidas de todo el sistema e involucra al nodo

Zumbahua que tiene la peor regulación de voltaje. Gracias a este

seccionamiento se podrá aislar el sistema occidental con el de la zona

central lo que permite aliviar la cargabilidad del transformador de la S/E

San Rafael , además mejora las condiciones de operación reduciendo las

perdidas en un gran porcentaje y mejorando la regulación en el nodo

Zumbahua.

• En la actualidad la Empresa Eléctrica ELEPCO no tiene la capacidad para

cubrir la demanda de Energía y Potencia del Cantón La Mana concesión

EMELGUR, pero con la implementación de la S/E la Mana fácilmente podrá

satisfacer la demanda de este cantón, por lo tanto la idea de ampliar su

área de concesión por el momento no es aconsejable; pero en el futuro

puede ser una realidad; esto si se llega a consolidar la idea de traspaso de

carga.

• El presente estudio obtiene un inventario detallado y georeferenciado de

todo el alimentador de distribución del cantón La Mana concesión de

EMELGUR, lo que permite modelar y analizar este alimentador, que al ser

energizado desde las redes de ELEPCO, arroja resultados operativos


positivos, mejorando su funcionalidad crítica debido a problemas de

regulación que arrastra por las condiciones actuales de operación de

EMELGUR. Por lo tanto, desde el punto de vista técnico una opción

positiva seria permitir que EMELGUR ceda a ELEPCO el suministro de la

demanda de este cantón, claro esto, luego de solventar los problemas

económicos de esta transacción.

• Se ha recopilado la suficiente información para que la empresa EMELGUR

pueda simular la totalidad del Alimentador La Mana bajo su concesión y

analizar las condiciones de operación desde su punto de vista para

planificar de mejor manera este sistema e implementar soluciones a corto

plazo, esto si mantiene su postura de mantener bajo su área de concesión

este Cantón de Cotopaxi.

6.3 RECOMENDACIONES

• Es importante que la empresa Eléctrica ELEPCO aproveche la instalación

del relé numérico (Unidad Protectora de Generadores ABB 2000R) para la

protección de las Centrales El Estado – Quinsaloma sin limitar sus

funciones de protección a sobrecorriente, direccional y potencia inversa,

pues, existe otras funciones que se podrían utilizar para mejorar la

protección de cada uno de los generadores.

• El programa para simulación de sistemas eléctricos “NEPLAN” presenta

muchas ventajas ya que se puede realizar análisis completos de flujos de

potencia, protecciones, estabilidad, planificación, etc., de los circuitos

eléctricos ya sea de transmisión, sub transmisión y distribución tanto en

media como en baja tensión, por lo tanto sería una buena opción la

adquisición de este software para manejar todo el sistema Eléctrico de

ELEPCO y poder realizar una mejor planificación de su sistema para años

posteriores aprovechando las bondades del Programa.


• A futuro las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben realizar mayores

inversiones en la planificación de sus sistemas para mejorar sus

condiciones de operación, tanto en la parte técnica como en la económica,

como en este caso, se puede planificar el cambio de nivel de voltaje de

13.8 Kv a 22.8 Kv o 34.5 Kv lo que permitiría la reducción de pérdidas y la

optimización de la Calidad de Producto.

• Si el Cantón La Mana, concesión de EMELGUR, llega a formar parte del

sistema occidental de la Empresa Eléctrica ELEPCO es importante que la

empresa realice una inspección general de los medidores de los abonados

ya que durante el desarrollo de este proyecto se pudo observar que existe

hurto de energía mediante puentes en los medidores e incluso debido a

acometidas directas desde las líneas de baja voltaje, por estos problemas

la empresa EMELGUR presenta un alto porcentaje de perdidas no técnicas

generando una gran cantidad de energía no facturada y provocando

pérdidas económicas muy cuantiosas.

• Es importante considerar que el análisis económico está realizado para

condiciones económicas actuales que vive el país, por lo tanto para una

mejor apreciación de resultados es necesario considerar valores en tiempo

presente y luego estimarlos en tiempo futuro ya que la crisis económica

actual puede generar una variación de precios de los presupuestos

referenciales establecidos para los costos de inversión aumentando el

tiempo de recuperación de la misma.


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• Información del Departamento de Planificación y Dirección Técnica de la

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• Tutorial y Manual del Programa de Sistemas Eléctricos NEPLAN.

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