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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE SERVICIO DE VOLTAJE EN EL

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

DANA MARISOL QUIROLA ALMEIDA

DIRECTOR: DR. JESÚS JATIVA IBARRA

Quito, Noviembre 2000

DECLARACIÓN

Yo, DANA MARISOL QUIROLA ALMEIDA, declaro que el trabajo aquí descrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la ley, Reglamento de

Propiedad Intelectual y por la normatividad institucional vigente.

Dana Quirola A.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por DANA MARISOL QUIROLA

ALMEIDA, bajo mi supervisión.

Dr. Jesús Játiva Ibarra

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTO

Deseo brindar mi eterno agradecimiento a todos

los funcionarios del Departamento de Operaciones

del Centro Nacional de Control de Energía

(CENACE), quienes han hecho posible la

culminación de la presente tesis, y de manera muy

especial al Ing. Max Molina Bustamante, quien me

ha proporcionado en base a su conocimiento y

experiencia, las pautas esenciales para el

desarrollo de este trabajo investigativo. De igual

manera, deseo expresar mi gratitud a todas y

cada una de las personas que de una u otra forma

colaboraron conmigo brindándome las facilidades

necesarias para que mi sueño de culminar mi

carrera llegue a feliz término.

DANA QUIROLA ALMEIDA

DEDICATORIA

A mi madre, mi abuelita y mi esposo,

Beatriz Almeida, Z. María Cruz y Alfredo

Salazar, quienes con su apoyo, cariño,

dulzura y amor, inspiran siempre en mí

deseos de elevar la mirada al Cielo, y

agradecer a Dios por haberme bendecido

con su existencia.

A Daniel, Neil, Camila y Alexis, por ser esa

tierna inspiración que me llena de fuerzas

en momentos de flaqueza.

A Marcelo, Santiago, Luis, Fredy y

Jacqueline por ser verdaderos amigos

tanto en circunstancias favorables como

adversas.

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ÍNDICE GENERAL

ANTECEDENTES

OBJETIVOS

ALCANCE

CONTENIDO

CAPITULO I: GENERALIDADES

1.1 Características Generales de los Sistemas Eléctricos de Potencia 1

1.1.1 Características de la carga de un sistema eléctrico....... 11.1.2 Fuentes de energía eléctrica 11.1.3 Sistemas de transmisión y distribución 2

1.1.4 Calidad de servicio 21.1.5 Continuidad de servicio 21.1.6 Control de frecuencia 31.1.7 Regulación de voltaje..... 4

1.1.8 Estudio estadístico de las variaciones de voltaje 51.1.9 Reguladores de voltaje 8

1.2 Regulación de Voltaje por Medio de Transformadores con Cambio de Taps 91.2.1 Regulación en vacío del voltaje en los transformadores ..9

1.2.2 Regulación bajo carga del voltaje en los transformadores 10

1.3 Modelación del Transformador Para Análisis de Sistemas de Potencia 1 O1.3.1 Análisis del modelo de transformador con taps 1 4

1.4 Control de Potencia Reactiva y Voltaje (Q-V) 16

1.4.1 Compensación de carga 1 8

1.4.2 Corrección del factor de potencia 20

CAPITULO II: EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO Y EL MERCADO ELÉCTRICOMAYORISTA

2.1 El Sistema Nacional Interconectado 23

2.1.1 Generación 232.1.2 Sistema de Transmisión 232.1.3 Sistemas de distribución 23

DANNA QU1ROLA AIME1DA

ESCUELA POLITÉCNIC A NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

2.1.4 Transformadores 242.1.5 Compensadores 242.1.6 Curva de carga.... 242.1.7 Demanda de Potencia y Energía 252.1.8 Empresas eléctricas interconectadas 252.1.9 Datos a diciembre de 1999 262.1.1 O Diagramas esquemáticos del Sistema Nacional Interconectado 272.1.11 Diagramas esquemáticos del sistema de transmisión 322.1.1 2 Barras del Sistema Nacional Interconectado 332.1.1 3 Empresas participantes en el Mercado Eléctrico Mayorista..., 35

2.2 El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) .....382.2.1 Aspectos Generales 382.2.2 Agentes del MEM 392.2.3 Estructura del MEM 402.2.4 Obligaciones de los agentes del MEM 412.2.5 Transacciones en el MEM 422.2.6 Despacho económico 432.2.7 Redespachos 452.2.8 Precio de la potencia en el MEM 462.2.9 Precio de la energía en el MEM 462.2.1 O Método para establecer el precio de la energía 462.2.11 Sanción de los precios marginales en la barra de mercado 47

CAPITULO III: ANÁLISIS DE LA CALIDAD DE VOLTAJE EN EL MEM

3.1 Antecedentes 50

3.2 Análisis de reposicionamiento 543.2.1 Análisis en periodo de estiaje (Octubre/Marzo) 543.2.2 Análisis en periodo lluvioso (Abril/Septiembre) 61

3.3 Análisis de factores de potencia de distribuidores en el MEM 63

3.4 Evaluación de incumplimientos de factores de potencia 72

3.5 Pago de incumplimientos vs. Inversión en equipamiento de compensación 75

3.6 índices de calidad de voltaje 77

DANNA QUMÜLA ALMWDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A

CAPITULO IV: PROPUESTA DE PROCEDIMIENTOS DE DESPACHO Y OPERACIÓN

4.1 La Potencia Reactiva en Mercados Eléctricos Competitivos 81

4.2 Análisis de la Regulación CONELEC 009-99 90

4.3 Propuesta de modificaciones a la Regulación 009 91

4.4 Nueva Regulación sobre transacciones de potencia reactiva en el MEM 93

CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

5.2 RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

ANEXO # 1: DESPACHO ECONÓMICO REAL

ANEXO # 2: RESUMEN MENSUAL DE DESVIACIONES DE VOLTAJES

ANEXO # 3: CARACTERÍSTICAS Y POSICIONES DE TRANSFORMADORES

ANEXO # 4: FLUJOS DE POTENCIA DEL SISTEMA PARA PERIODO LLUVIOSO

ANEXO # 5: COMANDOS Y UTILITARIOS DEL POWERWORLD SIMULATOR VERSIÓN 6.0

ANEXO # 6: APLICACIONES COMPUTACIONALES

DANNA QU1ROLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DK INGENIERÍA ELÉCTRICA

ANTECEDENTES

El suministro de energía eléctrica al consumidor debe realizarse con unacalidad adecuada, de manera que los aparatos que la utilizan funcionen correctamente.Dicha característica se mide en función de la magnitud de voltaje, frecuencia,distorsión armónica y otras variables. En un sistema eléctrico de potencia (SEP), elvoltaje y la frecuencia deberían permanecer dentro de los límites establecidos, de estaforma la calidad del servicio estaría determinada por la diferencia de dichosparámetros con respecto a las condiciones nominales. Por tal motivo, en el análisis dela operación de sistemas eléctricos, una de las funciones prioritarias es el control devoltaje, cuya finalidad es conservar los voltajes de todas las barras dentro de unabanda operativa permitida y establecida en las Regulaciones concernientes.

En el análisis de este tema se relaciona el flujo de potencia reactiva con el perfilde voltaje del sistema, siendo muy importante la localización de las fuentes depotencia reactiva y la estructura del sistema de transmisión. Además, otracaracterística interesante que hay que tener en consideración es la generación yconsumo variable de potencia reactiva en elementos de transmisión y transformación.De acuerdo con esto se puede afirmar que el problema básico para evitar ladegradación del perfil de voltaje es eliminar o reducir el flujo de potencia reactiva en elsistema. Sin embargo, en sistemas reales las fuentes de reactivos no necesariamenteestán cerca de (a carga, de ahí que se requiera cierto transporte de potencia reactiva.

La primera fase en el control de voltaje es tener nodos de voltaje controladoque definan en forma general el perfil de voltaje del sistema. Este control de voltaje esde tipo local y trata de mantener el voltaje de un nodo en un valor especificado. Estose logra a través de cambios en la inyección de potencia reactiva, mediante la accióndel sistema de excitación de generadores o la conexión continua de reactores ocapacitores, en el caso de compensadores estáticos de vars.

Otro método de control de voltaje es cambiar la relación de transformación deltransformador (tap) para modificar el voltaje en las barras del sistema, y aunque eltransformador no es una fuente de potencia reactiva, el cambio de tap altera ladistribución de flujo de reactivos en el sistema, lo que permite obtener un cambio enel perfil de voltaje y consecuentemente mejorar las condiciones de calidad de serviciode voltaje.

DANNA QUmOLAALtviiüDA

1ÍSCUEI,A POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Sobre esta base, y de acuerdo al nuevo esquema vigente en el Sector EléctricoEcuatoriano, en el Mercado Eléctrico Mayorista una de las obligaciones que tiene a sucargo la Corporación Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), es la desupervisar y coordinar la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI) con losagentes generadores, transmisor y distribuidores, para mantener las condiciones devoltaje y cargabilidad dentro de los límites establecidos. Por otro lado, debido a ladependencia de la operación del Sistema Nacional Interconectado con el tipo dehidrología estacional, y, a la presencia de bajos voltajes en determinadas condicionesoperativas, surge la necesidad de reposicionar los taps de los transformadores con ysin LTC's, mejorar el factor de potencia al nivel de puntos de entrega a losdistribuidores y explotar de mejor manera los recursos de los generadores, de talforma que se puedan mantener índices de calidad de voltaje aceptables.

OBJETIVOS

Los objetivos del presente tema de tesis son:

a Desarrollar aplicaciones computacionaies que permitan realizar elanálisis de la operación del sistema eléctrico ecuatoriano, en loreferente a perfiles de voltaje y porcentajes de desviación conrespecto a la banda establecida para cada nivel de voltaje.

a Analizar y establecer el posicionamiento idóneo de los taps fijos delos transformadores con y sin LTC's, de manera que la operacióndel sistema sea la más adecuada.

a Realizar una propuesta de procedimientos para la calidad deservicio de voltaje en el Mercado Eléctrico Mayorista.

ALCANCE

Se implementan ayudas computacionales que permitan analizar y evaluar laoperación del Sistema Nacional Interconectado (SIN), en cuanto al cumplimiento de lasregulaciones sobre calidad de voltaje por parte de los distribuidores, generadores yempresa de transmisión.

Mediante la utilización del paquete computacional Powerworid, se desarrolla unestudio que permite establecer las posiciones más adecuadas de los taps fijos detransformadores, con y sin LTC's, con la finalidad de obtener la mejor explotación delos recursos existentes.

DANNA OUIROLA ALMRIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTA!) DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Se proponen los procedimientos de Despacho y Operación en lo referente aobligaciones que deben contemplar los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, demanera que se pueda mantener en el SNI condiciones adecuadas de voltaje ycargabilidad de los elementos de la red.

CONTENIDO

Capítulo I: GENERALIDADES

Se realiza una revisión de los aspectos generales de un sistemaeléctrico de potencia, en lo que se refiere a características de carga,sistemas de transmisión, sistemas de distribución, calidad de servicio,continuidad de servicio, control de frecuencia y regulación de voltaje.Además se presenta un estudio estadístico de las variaciones devoltaje, con el propósito de establecer la influencia que tiene sobre laregulación de voltaje, tanto la magnitud de las desviaciones, como sutiempo de duración. Se efectúa también una modelación deltransformador con taps con el fin de establecer las ecuacionesnecesarias para el análisis, y finalmente se hace referencia a losmétodos y elementos empleados en la regulación de voltaje.

Capítulo II: El SISTEMA NACIONAL INTERrONECTADQ Y EL

MERCADO El FCTRICQ MAYORISTA

Se detallan los parámetros actuales del Sistema NacionalInterconectado Ecuatoriano, en cuanto a generación, sistema detransmisión, sistema de distribución, transformadores,compensadores, curva de carga, datos de demanda de potencia y deenergía, empresas eléctricas interconectadas, zonas, barras, centralesgeneradoras, caudales, vertimientos, niveles de embalse, etc. Sepresentan diagramas esquemáticos en los cuales se puede observar: eldiagrama unifilar del SNI y diagramas de zonas. Se presentan tambiénlos aspectos fundamentales del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM),que es el modelo actual que rige en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano,definiendo, a la vez, los conceptos básicos que se manejan y lasecuaciones que se emplean para las liquidaciones de las transaccioneseconómicas efectuadas en el mismo.

IÍSCI IKI ,A POLITÉCNICA NACIÓN Al,FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Capítulo III: ANAI ISIS DE LA CALIDAD DE VQLTAIE EN EL MEM

Se hace un anátisis de la calidad de voltaje en el Sistema NacionalInterconectado, y cómo ésta puede mejorarse con el reposicionamientode los taps fijos de los transformadores y con la corrección de losfactores de potencia por parte de los agentes del Mercado EléctricoMayorista. Previamente al desarrollo del análisis, se especifican lasprincipales características de operación del sistema para cada periodohidrológico, pues el estudio involucra tanto el periodo lluvioso, comoel periodo de estiaje, en las cuencas hidrográficas donde seencuentran ubicadas las centrales hidroeléctricas del país.Adicionalmente se establece una comparación entre los cargos quedeben asumir los agentes por incumplimiento de sus obligacionesreferentes a la calidad de voltaje, y el monto que se requeriría invertiren equipamiento de compensación reactiva. Por último, con lafinalidad de tener una herramienta que permita supervisar y cualificarla calidad de servicio eléctrico en el sistema, se establecen índices decalidad de servicio de voltaje.

Capítulo IV: PROPUESTA DE PROCEDIMIENTOS DE DESPACHO Y OPERACIÓN

Se hace referencia a la manera de administrar la potencia reactiva en elMercado Eléctrico Mayorista, y a la de otros países regulados bajo unesquema similar al vigente en el sistema ecuatoriano. Se detallatambién, la Regulación 009-99 (Transacciones de Potencia Reactiva enel MEM) emitida por el Consejo Nacional de Electrificación (CONELEC),la cual especifica los mecanismos y responsabilidades que debenobservar todos y cada uno de los agentes del MEM con la finalidad decumplir con las normas de calidad sobre el control de voltaje ypotencia reactiva. Se especifican también a las sanciones y cargos a serasignados al o los agentes que incumplieren con sus obligaciones yque ocasionaren que tanto los niveles de voltaje, como los factores depotencia excedan los límites establecidos en la regulacióncorrespondiente. Por último, se realiza una propuesta deprocedimientos a seguir para conservar una adecuada calidad deservicio de voltaje en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Capítulo V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se enuncian algunas conclusiones y principales recomendacionesresultantes del presente estudio.

DANNA QUIRÜLAAlAfElDA

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1.1 . Características Generales de los Sistemas Eléctricos de Potencia

"Un sistema eléctrico de potencia consiste de una gran diversidad de cargaseléctricas repartidas en una región, de las plantas generadoras para producir la energíaeléctrica consumida por las cargas, una red de transmisión y de distribución paratransportar esa energía desde las plantas generadoras a los puntos de consumo y todoel equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice conlas características de continuidad y seguridad de servicio, de regulación del voltaje yde control de frecuencia requeridas." [1]

1.1 -1 Características dp la carga de un sistema eléctrico

La carga global de un sistema está constituida por un gran número de cargasindividuales de diferentes clases (industrial, comercial, residencial y otros).

La potencia suministrada en cada instante por un sistema es la suma de lapotencia absorbida por las cargas más las pérdidas en el sistema. Aunque la conexióny desconexión de las cargas individuales es un fenómeno aleatorio, la potencia totalvaría en función del tiempo siguiendo una curva que puede predeterminarse conbastante aproximación y que depende del ritmo de las actividades humanas en laregión servida por el sistema. [1]

1.1.2 Fuentes de energía eléctrica

"La energía eléctrica suministrada por un sistema eléctrico procedeprincipalmente de las siguientes fuentes:

• Aprovechamiento de caídas de aguaCombustibles fósiles (petróleo, gas natural, carbón)

• Fisión nuclear

Otras fuentes que han tenido una utilización limitada hasta la fecha son laenergía geotérmica y la energía producida por las mareas. También se han utilizadopara generación de pequeñas cantidades de energía eléctrica en forma intermitente lafuerza del viento y la energía solar. La localización de las plantas generadoras, en elcaso de las plantas hidroeléctricas y maremotrices o de las plantas geotérmicas, estádeterminada por el lugar donde se dan las condiciones naturales para realizar unaconversión económica de la energía eléctrica. En general este tipo de desarrollos quedalocalizado lejos de los centros de consumo y requieren un sistema de transmisión dealta tensión para el transporte de la energía.

DANNA QUIRQLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I

En lo que se refiere a las plantas termoeléctricas que utilizan combustiblesfósiles, resulta en general más económico transportar el combustible que la energíaeléctrica, de manera que la tendencia es instalarlas cerca de los centros de consumo.Esto es aplicable para las plantas generadoras con turbinas de gas, que se usan paraoperar durante las horas de demanda máxima y durante emergencias." [1 ]

1.1.3 Sistemas de transmisión y de distribución

"En general, las plantas generadoras están alejadas de los centros de consumoy conectadas a éstos a través de una red de alta tensión, aunque algunas plantasgeneradoras pueden estar conectadas directamente al sistema de distribución.

El voltaje se eleva a la salida de los generadores para realizar la transmisión deenergía eléctrica en forma económica y se reduce en la proximidad de los centros deconsumo para alimentar el sistema de distribución a un voltaje adecuado. Estaalimentación puede hacerse directamente desde la red de transmisión, reduciendo elvoltaje en un solo paso al nivel de distribución, o a través de un sistema desubtransmisión o repartición, utilizando un nivel de tensión intermedio.

La elevación y la reducción del voltaje y la interconexión de los distintoselementos del sistema se realizan en las subestaciones, que constituyen los nodos dela red, cuyas ramas están constituidas por líneas.

Los sistemas de distribución pueden adoptar diversas disposiciones, ya sea quela distribución se haga con líneas aéreas o subterráneas y diversos arreglos de latopología del sistema: radial, en anillo o en red. Esto depende en gran parte de ladensidad de carga en una área determinada y del tipo de carga." [1 ]

1.1.4 Calidad de Servicio

"El suministro de energía eléctrica debe realizarse con una calidad adecuada, demanera que los aparatos que utilizan la energía eléctrica funcionen correctamente. Lacalidad del suministro de energía eléctrica queda definida por los siguientes tresfactores, continuidad del servicio, regulación del voltaje y control de la frecuencia delsistema." [1]

1.1.5 Continuidad de Servicio

"La energía eléctrica ha adquirido tal importancia en la vida moderna, que unainterrupción de su suministro causa trastornos y pérdidas económicas impredecibles.

DANNA QUIROLA ALMEIDA


FACULTAD DE INGKN1KRÍA ELÉCTRICA CAP. I

Para asegurar la continuidad del suministro deben tornarse las disposicionesnecesarias para hacer frente a una falla en algún elemento del sistema. A continuaciónse mencionan las principales disposiciones:

a) Disponer de la reserva de generación adecuada, tanto activa comoreactiva, para hacer frente a la posible salida de servicio, oindisponibilidad, de cierta capacidad de generación.

b) Disponer de un sistema de protección automático que permitaeliminar con la rapidez necesaria cualquier elemento del sistemaque haya sufrido una avería.

c) Diseñar el sistema de manera que la falla y desconexión de unelemento tenga la menor repercusión posible para el resto delsistema.

d) Disponer de los circuitos de alimentación de emergencia parahacer frente a una falla en la alimentación normal.

e) Disponer de los medios para un restablecimiento rápido delservicio, disminuyendo así la duración de las interrupciones,cuando éstas no han podido ser evitadas." [1]

1.1.6 Control de frecuencia

"Los sistemas de energía eléctrica funcionan a una frecuencia determinada,dentro de cierta tolerancia. El rango de variaciones de frecuencia que pueden tolerarsedepende tanto de las características de los aparatos de utilización, como delfuncionamiento del sistema mismo.

Desde el punto de vista del funcionamiento del sistema, debe tenerse en cuentaque si los generadores conectados al sistema están girando a la velocidadcorrespondiente a la frecuencia nominal, significa que existe un equilibrio entre lapotencia real producida por los generadores y la potencia real absorbida por las cargasmás las pérdidas del sistema. Cada generador contribuye con una generacióndeterminada; el número de generadores en servicio y la repartición de la generaciónentre las distintas unidades se basa en consideraciones económicas, con ciertasrestricciones impuestas por consideraciones de operación tales como: la producción depotencia reactiva para contribuir a la regulación ctet voltaje y la necesidad de contarcon reserva rodante para asegurar la continuidad del servicio.

Al producirse una variación de la carga conectada al sistema, se produce undesequilibrio que se refleja en una variación de la velocidad de rotación de lasmáquinas y en consecuencia de la frecuencia. Los reguladores de velocidad ogobernadores de cada turbina registran esta variación y actúan sobre las válvulas de

DANNA QUIROLA A2MEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DL INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. [

admisión del fluido a la turbina, llegándose a un nuevo estado de equilibrio. Sinembargo este nuevo equilibrio se establece a una frecuencia ligeramente distinta de lanominal, debido a las características de los reguladores de velocidad, necesarias paralograr que la operación de varias unidades generadoras en paralelo sea estable.Además, la distribución de la generación entre las distintas unidades se habráalterado, y en general no corresponderá a la distribución óptima. Esto hace necesarioun sistema de control entre las distintas unidades en la forma adecuada. El lograr estorequiere un control de la frecuencia mucho más preciso que el que sería necesario deacuerdo con las características de las cargas.

Entre las características que debe cumplir la frecuencia de un sistema, puedeincluirse su pureza, o sea que el porcentaje de armónicas sea despreciable. Estorequiere, en primer lugar, que los generadores proporcionen un voltaje lo másaproximado posible a un voltaje sinusoidal. En segundo lugar, hay que limitar a valorestolerables la aparición de armónicas en otros puntos del sistema, como pueden ser loscircuitos magnéticos de los transformadores. La presencia de armónicas causapérdidas adicionales y puede afectar el funcionamiento de ciertos tipos de aparatos;puede producir también fenómenos de resonancia que pueden dañar los equipos." [1 ]

1.1.7 Regulación del voltaje

"Se define a la regulación de voltaje (figura 1.1) como la diferencia entre lamagnitud del voltaje a plena carga y la magnitud del voltaje sin carga, en por cientodel voltaje a plena carga, medido en las terminales en que se coloca la carga yconservando el voltaje de entrada constante.

t +Vi

Ri Xi

/i ' raV2i

Fig. /./.- Circuito equivalente del transformador

Por ciento de regulaciónV ~VY 2>SC f 1

Vv 2? PC

;100 (1)

Donde V2>sc es la magnitud de V2 (magnitud del voltaje en el terminal de la

carga) en ausencia de carga y V2ypc es la magnitud de V2 a plena carga con ¡F,

constante." [2]DANNA QUIROLA AIMEIDA


1.1.8 Estudio estadístico de la& variariones de voltaje

"Es frecuente caracterizar la calidad de la regulación del voltaje en un puntodeterminado de un sistema eléctrico por la diferencia máxima entre el voltaje en esepunto (que varía a causa de las variaciones de la carga) y el valor nominal del voltaje;mientras esta diferencia se mantenga dentro de ciertos límites, la regulación de voltajese considera correcta.

El procedimiento anterior no toma en cuenta el hecho de que, desde el puntode vista de las repercusiones económicas, no solo importa la magnitud de ladesviación del voltaje con respecto a su valor nominal, sino también el tiempo quedura esa desviación. Por otra parte es importante conocer si la desviación del voltaje esprácticamente constante, en cuyo caso el problema puede tener una solución fácil, porejemplo mediante un cambio de derivaciones en un transformador, o sí dicha

desviación fluctúa permanentemente.

Para obtener una representación más completa de la calidad de la regulacióndel voltaje, conviene recurrir a una concepción estadística de la regulación, la mismaque se detalla a continuación: en un punto determinado de un sistema de voltajenominal VR, la desviación relativa del voltaje en un instante dado es igual a:

V. =(2)

Donde V¡ es el voltaje en el instante considerado. La desviación relativa del voltajevaría en el transcurso del día, por ejemplo para la forma indicada en la figura 1.2.

Fig. 1.2.- Caracterización de la variación delvolraje en un punto del sistema

DANNA QUIRQLA ALMEiDA

ESCUELA POF,¡TÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I

La desviación media v del voltaje en el punto en cuestión, para un período de

tiempo determinado, está dada por la media aritmética de las desviaciones relativas.

(3)

Si se consideran las desviaciones relativas a cada hora, durante un periodo detiempo de 24 horas, n es igual a 24 en la expresión anterior.

En la figura anterior, la desviación media está expresada por la recta paralela aleje de las abscisas y con ordenada en el origen de -0.005. Para caracterizar lasfluctuaciones del voltaje alrededor de su valor medio, es necesario considerar lasdiferencias entre las desviaciones relativas en instantes determinados y la desviaciónmedia. Como estas diferencias pueden ser positivas o negativas, no pueden sumarsedirectamente y luego promediarse, ya que las variaciones positivas se compensaríancon las negativas. Por esta razón es necesario elevar al cuadrado las diferencias ydespués sacar el promedio y extraer la raíz cuadrada:

s =(4)

El valor positivo de la expresión anterior es, por definición, la desviación típica(desviación standard).Esta expresión puede transformarse de la siguiente manera;

(5)

(6)

n

(8)

DANNA QUIROLAALME1DA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I

La expresión:

}(v2+v22 + + 2 )=v 2 (9)n

Es la media aritmética de los cuadrados de las desviaciones relativas.

La expresión:

"

Es la desviación media, tal como se la definió en la ecuación (4).

Por lo tanto puede escribirse:

S* = -2 + (11)

(12)

O sea, el cuadrado de la desviación típica, también llamado varianza, es igual a

la diferencia entre el valor medio de los cuadrados de las desviaciones relativas y el

cuadrado del valor medio de las desviaciones relativas.

En la figura 1 .2, las dos rectas paralelas a la recta que representan la desviaciónmedia, a una distancia de ella igual a la desviación típica 5, definen una banda que

caracteriza las fluctuaciones del voltaje alrededor de su valor medio.

En resumen, para mantener el voltaje aplicado a las instalaciones de los

consumidores lo más próximo posible de su valor nominal, se requiere reducir lo más

posible la desviación media del voltaje, que caracteriza la diferencia entre el valor

medio del voltaje en ese punto y el valor nominal; y la desviación típica, que

caracteriza la amplitud de las fluctuaciones del voltaje alrededor de ese valor medio.

La desviación media del voltaje puede reducirse eligiendo adecuadamente la

relación de transformación de los transformadores. Para reducir la desviación típica del

voltaje es necesario usar reguladores automáticos de voltaje." [1]

DANNA OUIROL4 ALME1DA


1 .í .9 Reguladores de Voltaje

"Los reguladores de voltaje son, generalmente, autotransformadores concambio automático de derivaciones bajo carga; en la figura 1.3 se muestra el diagramade conexiones de una fase de este tipo de regulador.

Fig. i.3.- Diagrama esquemático de una fase del regulador de voltaje y del control

automático de voltaje con compensación por caída en la línea.

Los reguladores de voltaje son actuados por un control automático, que recibela señal de regulación de las condiciones de voltaje y corriente existentes en el circuitoque van a regular, a través de transformadores de potencial y de corriente conrelaciones de transformación adecuadas, como se indica en la figura 1.3.

Si se desea mantener el voltaje constante a la salida del regulador, es suficientecon obtener únicamente la señal de voltaje proporcionada por un transformador depotencial. Generalmente es conveniente mantener el voltaje constante, no al principiodel alimentador, sino en algún punto del alimento próximo a las cargas. Para ello esnecesario compensar la caída de voltaje en el alimentador hasta el punto de regulaciónconsiderado, lo cual puede lograrse introduciendo en el circuito de control un voltajeproporcional a la caída de voltaje producida por la corriente que circula por elalimentador, como se indica en la figura 1.3. Este voltaje se resta del voltajesuministrado por el transformador de potencial, lo que tiene como resultado que elcontrol automático mantenga a la salida del regulador un voltaje más alto que elnominal, que varía en función de la corriente, para compensar la caída de voltaje en elalimentador." [1]


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1.2 Regulación de Voltaje por Medio de Transformadores con Cambio de Taps

En los sistemas eléctricos de gran extensión, además de los dispositivos deregulación de voltaje propios de los generadores, se utilizan otros dispositivos deregulación manual o automática que, instalados en los transformadores pueden, si esnecesario, modificar sus relaciones de transformación, añadiendo o suprimiendo ciertonúmero de espiras. En las líneas principales, donde existen grandes concentracionesde energía y, por lo tanto, mayores variaciones de carga, es necesario que laregulación de voltaje se realice entre amplios márgenes y sin interrupción en elservicio. Como esta regulación resulta todavía insuficiente para mantener un voltajeúnico y constante en los diversos puntos de los circuitos derivados, es necesario quelos transformadores instalados en dichos puntos, dispongan de ajustadores de voltaje,que compensen las pequeñas caídas de voltaje de las líneas de alimentación.

De acuerdo con lo dicho, el voltaje de los transformadores puede regularse de dosformas diferentes:

a) regulación en vacíob) regulación bajo carga

En ambos casos, la regulación puede ser manual o automática aunque, por logeneral, la regulación automática se reserva para el funcionamiento bajo carga de lostransformadores.

1.2.1 Regulación en vacío del voltaje en los transformadores

Este sistema de regulación se efectúa en vacío, es decir, totalmente sincorriente; si la regulación se realiza por el lado primario del transformador, debehacerse sin corriente de vacío, es decir, con el transformador previamentedesconectado de la red de alimentación.

La regulación en vacío se realiza, generalmente, por medio de conmutadores detomas. Sobre el arrollamiento primario o el secundario y, a veces, sobre ambos

arrollamientos, se derivan tomas adicionales. Estas tomas son más económicas en elarrollamiento de alto voltaje, por tratarse de bobinas con hilo de menor sección.

Cuando se trata solamente de ajustar el transformador para los distintosvoltajes que pueden existir en varios puntos de la red, debidas a las caídas de voltajeen las líneas, bastan casi siempre dos tomas, correspondientes a ± 2.5% o, en otroscasos, a ± 5% del voltaje nominal del transformador.

DANNA QU1ROLA ALME1DA


FACULTAD DE INGENTKRÍ A ELÉCTRICA CAP. I 10

1.2.2 Regulación bajo carga del voltaje de los transformadores

Cuando se hace necesaria una variación de voltaje sin interrupción del servicio,se recurre al empleo de reguladores bajo carga, los cuales son maniobrados

voluntariamente, con accionamiento manual o eléctrico, o bien automáticamente pormedio de un regulador auxiliar que transmite impulsos de mando al reguladorprincipal, en función de las variaciones que experimenta una magnitud de referencia,generalmente el voltaje. El hecho de interrumpir un circuito en carga, provoca laformación de un arco y debe evitarse que sus efectos perjudiquen al transformador.Por consiguiente, debe procurarse que la duración de este arco sea muy pequeña, paralimitar la cantidad de calor que se desprende. También deben evitarse lossobrevoltajes originados en la interrupción, y que, de no tomar las necesariasprecauciones, pueden perjudicar al transformador y al circuito exterior.

En la práctica se han desarrollado muchos reguladores de este tipo aunque losmás empleados se caracterizan porque al pasar de una toma a otra, en la posiciónintermedia se intercala una reactancia o una resistencia, que queda eliminada delcircuito cuando termina la conmutación.

1.3 Modelo del Transformador para Análisis de Sistemas de Potencia

"Un transformador cuando el tap está en su posición nominal (tap 1.0 p.u), larelación de transformación es la nominal y su circuito equivalente se muestra en lafigura 1.4:

t>1.0

p.u.

Fig. 1.4.- Circuito equivalente del transformador

DAX&A QUIROLA ALMEIDA


Donde:

y, N, (13)

y *Nv = _?__L

N,,

v*-p (14)

(15)

Siendo z = jx = Y ^l xpq es 'a reactancia de cortocircuito del

transformador en por unidad. Cuando la posición del tap se encuentra fuera de laposición nominal, su efecto puede tomarse en cuenta de la siguiente manera:

autcttaiufiannadDiideal

Fig. í.5.- Circuito equivalente con tap distinto de 7

Siendo a_ la relación de transformación de! autotransformador ideal.Si ¿7 = 1, entonces Ip - irq y eí circuito equivalente es igual al del tap nominal.

Sí a 1 , (figura 1 .5) entonces:

1 p ~rqa

£„ =¿*. 7 * F - i *i p j^p - irq (16)

El objetivo es disponer de un modelo general y sencillo a la vez para considerar

el efecto del tap. Este lo constituye el modelo O.

In

A

Fig. 1.6.- Modelo fjdel transformador


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I 12

Siendo A, B, C los parámetros del transformador que se requieren determinar,para lo cual tenemos que: (A, B, C son admitancias).

De la figura 1.6:

/ EI =— E = -—

p a a

ÍL- /,- U7 —ir — r i* V% — \^r ^q) y pq

(E \ F * u% y pq

( \ 1 ai _ í/v- ÍT U ,, * 1 _ v y

(17)

08)

M Q\

a a

(20)

a su vez:( E \E )* v = \ - f \ v

Jq C'r) ? pq \^q y pq\I /

í7(22)

Ahora si se desea representarlo como la figura 1,6:

/ =/•; *fí? /> . , ,/ \)/ _ rr *rí4_¡r _ A' i* Jí "" ^ ^V% /J/?/ A

Como el valor de los parámetros no cambian para diferentes condiciones de operación(Ep, Eq, lp, Iq), se hace que Ep = O, Eq =1.0 pu.

Se tiene que:

(25)


ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI,FACULTAD DE INGKNIKRÍA ELÉCTRICA CAP. I 13

Por lo tanto:

A =a

a

(26)

De igual forma, si Ep = 1.0 pu. Y Eq = O

j _ s mip-~¡- (27)

(28)

V

a

V V

a a

1 í }* *~ - \-

a (a(29)

Finalmente, si se designa como t = — \:a

(30)

De esta forma el circuito equivalente O (figura 1.7), o modelo del

transformador con cambio de taps, es:

Fig. 1.7.- Modelo fjcon ¡as admitancias en función de t

DANNA QVIROLA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I 14

1.3.1 Análisis del modelo del transformador con taps

• Si el transformador tiene el tap en la posición nominal (figura 1.8), a= 1 entonces:

yi V2 = O (31)

Fáj. Í.8.- Circuito equivalente con t = I

Si (a>l)o sea t < 1 .0 (0.9 a 1.0)

y, = t- es un capacitor (32)

en cambio:

es un reactor (33)

Y el modelo se convierte en el indicado en la figura 1.9:

Fig. 1.9.- Circuito equivalente con r < 1

ypq't< y pq P°r tanto la impedancia entre p y q aumenta. Lo que significa que

ubicando la posición del tap en valores t<l .0, la acción de control tiende a disminuir elvoltaje de la barra Q, ya que se ve que en el modelo, un reactor queda conectado aesta barra.

• Si (a<l)o sea t>1.0 (1.0 a 1.1)

es un reactor

es un capacitor

(34)

(35)

DANNA QUIROIA ALMEIDA


El modelo se convierte en el indicado en \ figura 1.10:

IFig. 1.10.- Circuito equivalente con t > J

y - t > y por lo tanto la impedancia entre p y q disminuye, lo que significa

que ubicando la posición del tap en valores t>1.0 la acción de control tiende a

aumentar el voltaje de la barra q.

Formulando una conclusión general se puede afirmar que el circuito

equivalente del transformador con taps ubica un capacitor o reactor en la barra que se

desea subir o bajar el voltaje, mientras en la otra ubica un reactor o capacitor

respectivamente. Además, la potencia reactiva inyectada o absorbida por esta

combinación de capacitor o reactor en el equivalente del transformador, es una

función de t debido a la forma de yi y de y2. Esta potencia reactiva crece cuadrática y

linealmente a medida que t crece o decrece del valor t = 1.0. Para clarificar lo

anteriormente señalado, se tiene que:

t • (/ — l) Función cuadrática

(I-/) Función linealy

(36)

(37)

La potencia reactiva producida o absorbida por la rama yi es una función

cuadrática de t, en cambio la de \2 es una función lineal de t, como se observa en la

figura 1.11 y en la tabla # 1.

Tabla # I.- Relación entre y/, y2, t

t

1.25

1.20

1.15

T.10

1.05

1.00

Vi / VPQ

0.31

0.24

0.17

0.11

0.05

0.00

Vi / Voa

-0.25

-0.20

-0.15

-0.10

-0.05

0.00

t

0.95

0.90

0.85

0.80

0.75

Vi / VPQ

-0.05

-0.09

-0.13

-0.16

-0.19

V2 / VM

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

DANNA QUIROLA ALMR1DÁ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP 1 16

0.5

0.4

0.3

02

0.1

OOJ5 0.6 07 0.8 0.9 t 1 1.1 12 13 1.4 15

-0.1 -

-02

-03

-0.4 -j

-0.51

Fég. /.//.- Potencia Reactiva en las ramas y i y y¿

Cabe anotar que el "precio" de controlar voltaje con la posición del tap, es queel transformador demanda mayor potencia reactiva del sistema." [3]

1.4 Control de Potencia Reactiva y Voltaje (Q-V)

"Como se sabe de los estudios de flujos de potencia de un sistema, así como deestudios de sensitividad del mismo, se puede establecer que un sistema eléctrico depotencia presenta las siguientes propiedades:

• Cambios AP¡ en las potencias activas de las barras que afectanesencialmente a los ángulos de fase de los voltajes nodales, y portanto al flujo de potencia activa por las líneas de transmisión,manteniéndose las magnitudes de los voltajes nodalesprácticamente inalteradas.

» Cambios AQ¡ en las potencias reactivas de las barras que afectanesencialmente a las magnitudes de los voltajes nodales y por tantoal flujo de potencia reactiva por las líneas de transmisión,manteniéndose los ángulos de los voltajes nodales prácticamenteinalterados.

• Cambios en potencia reactiva en una barra en particular queafectan mayormente a la magnitud de voltaje de dicha barra y enmenor grado a las demás.

DANNA QU1RQLA ALMEIDA


Estas propiedades se aplican únicamente cuando el sistema de potencia seencuentra en condiciones estables, es decir estos cambios son pequeños y el sistemase acomoda a un nuevo estado estable. El sistema encuentra un nuevo estado establecuando para los cambios AP¡ y AQ¡ existe una respuesta de los elementos controlablesdel sistema que fundamentalmente son los generadores de la red.

Los generadores tienen dos canales de control: el canal de control p-f sirvepara corregir las desviaciones de balance de potencia activa producidas por lascontinuas desviaciones AP¡ de las demandas del sistema, las mismas que ocasionandesviaciones de frecuencia que deben ser corregidas a través de un control en elsistema motor del generador, permitiendo mayor entrada de combustible, vapor, agua,etc.

El control Q-V corrige las desviaciones de voltaje de la barra a la que estáconectado el generador por efecto de las continuas desviaciones AQ¡ de la demandadel sistema. En el control Q-V, una vez que se mide una desviación AV¡ por efecto deun cambio AQen el sistema, se produce un control de excitación del generador que dacomo resultado un aumento o disminución en la corriente de campo, según disminuyao aumente el voltaje de la barra, que a su vez produce un aumento o disminuciónAQGj en el generador. En estado estable estos dos canales de control sondesacoplados; en estado dinámico, por efecto de una perturbación mayor, existeacoplamiento entre estos dos canales, pero en general el control Q-V es mucho másrápido que el canal p-f debido a la inercia de las partes mecánicas de los generadoresy, por tanto, el acoplamiento puede despreciarse. De lo anteriormente expuesto sepuede ver que el control de potencia reactiva en sistemas eléctricos ha crecido enimportancia, por varías razones, tales como:

• La necesidad de mantener magnitudes adecuadas de voltaje entodas las barras del sistema con el objeto de mantener índices decalidad aceptables.

• Los requerimientos de una operación más eficiente debido aincrementos de costos de combustible y costos operativos. Parauna distribución dada de potencia activa de generación, se puedeminimizar las pérdidas (MW) de la red, mediante la optimizacióndel ftujo de potencia reactiva.

• Los requerimientos cada vez mayores de transferencia de potenciaactiva pueden ocasionar problemas de inestabilidad y de colapsode voltaje. El control de potencia reactiva en estos casos, juega unpapel fundamental. La compensación serie, shunt y sincrónica seaplica en situaciones como ésta.

DANNA OUIROLA ALMEIDA


En vista de esto, y ya que la calidad de suministro de energía al consumidor semide en función del voltaje, la frecuencia y la distorsión armónica, a continuación sehará referencia a estrategias de diseño y control que se deben efectuar para mantenercondiciones adecuadas de voltaje." [3]

1.4.1 rompertsacrón de la carga

"La compensación de la carga es uno de los aspectos básicos en el manejo depotencia reactiva para mejorar la calidad de servicio en todo el sistema de potencia. Elvoltaje está influenciado directamente por el flujo de potencia reactiva requerido por lacarga de la siguiente manera:

Fig. I.J2.- Influencia entre voltaje y potencia reactiva

(38)

Vp2 = (39)

(40)

(41)

, („ PR QXV —\V + h —-—' \ v vV í -7

(42)

DANNA OUIRQLA AlAíEIDA


Si se compara (38) y (42)

AF.7^* (43)V«

„ PX-QRffi = - — - (44)

Donde AF representa la caída de tensión de voltaje con respecto a la magnitudde VP (figura 1.12). En cambio W representa la "caída" de voltaje con respecto al

ángulo de VP. Como en sistemas eléctricos de potencia, en general y en líneas detransmisión en particular R<«X, se tiene que:

y <5F = — (45)

Donde se puede obtener dos importantes propiedades del flujo de potencia poruna línea de transmisión:

• La caída de voltaje en magnitud depende fundamentalmente delflujo de potencia reactiva (Q).

• La desviación angular entre las dos barras dependefundamentalmente del flujo de potencia activa (P).

En la compensación de la carga, existen tres objetivos principales:

• Corrección del factor de potencia. • Mejoramiento de la regulación de voltaje

• Balance de la carga.

La corrección del factor de potencia se requiere para generar la potenciareactiva lo más cerca posible a los requerimientos de la carga, antes que suministrarlede puntos remotos, con lo cual se tienen menores desviaciones de voltaje, menorespérdidas y mayor capacidad de transferencia de potencia activa.

Como se explicó anteriormente, la regulación de voltaje por efecto de lasvariaciones continuas de la carga, tiene que ver con el control que se debe efectuar enel sistema de tal forma que siempre la magnitud de voltaje esté dentro de límitesaceptables. En ciertos puntos de la red es importante tener una carga balanceada, conel fin de evitar componentes de secuencia negativa y cero que pueden causarproblemas de mal funcionamiento en motores y/o generadores. [3]

DANNA QUIROIA AIMEIDA

ESCUELA POL1TKCNIC A NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. 1 20

1.4.2 Corrección del factor de potencia

"Al nivel de la carga o usuario, generalmente se utiliza compensadoresestáticos de potencia reactiva, de tal forma que la carga presente al sistema depotencia un factor de potencia cercano a la unidad.

SEP

i:P+jQ

Fig. 1.13.- Sistema eléctrico de potencia

La carga generalmente es inductiva (corriente en atraso al voltaje) y absorbepotencia reactiva del sistema; por definición:

S = P + jQ=E-r (46)

Además, si la carga absorbe P + jQ (figura 1.13), significa que tiene unaimpedancia R + jX.

E V VR vx

jX(47)

Donde se ve que efectivamente I atrasa a E con un ángulo; tan l

L

De (6):

f/2 D T/2 y-

R2+X(48)

Los requerimientos de potencia activa y reactiva de la carga están dados, por lo

tanto, como:

V2 -X£>2 _i_ Y<l\ A-

(49)

DANNA QVIROIAAIMIÜDA


La potencia aparente 5 tiene dos componentes: P la potencia activa que se

convierte en calor, trabajo mecánico, iluminación u otras formas de energía y lacomponente reactiva Q que no se convierte en energía útil pero de cuya existencia se

requiere de manera indispensable para la transferencia y conversión de potencia

activa.

La corriente / que suministra el sistema de potencia a la carga es mayor que

la que requiere la carga para el consumo de potencia activa ¡r y es mayor en un

factor dado por:\1 1

(50)Ir f»

Donde / = cos^ o factor de potencia de la carga.

" \S / S/V

En otras palabras fp -Cos(/> es aquella fracción de potencia aparente que

puede ser convertida en otra forma de energía.

Las pérdidas por el o los alimentadores a la carga se incrementan por el factor

y , . La capacidad de los mismos debe ser superior de acuerdo con esto y las

pérdidas deben ser pagadas por el consumidor.

El principio de corrección del factor de potencia es el de compensar la potenciareactiva de la carga, o sea, suministrarla ¡ocalmente conectando en paralelo a la cargaun compensador que tenga reactancia capacitiva (~JXC). La corriente que suministra

el sistema es ahora:

Y

V

~jXc

V.RR2 + X2

V.RR2 +X2

. V•Jxc

I / K\

. v.xJ R2 +X2

V.X ^R2 +X2

(52)

KSCUFI.A POLITÉCNICA NACIONAL

FACl ¡LTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. I 22

La potencia aparente que entrega el sistema es:

5 — : (. i ' _ ___ = p + íÍQ — O) (53)

El factor de potencia corregido que ve el sistema es ahora:

/ P Pcos05 - — - — = (54)

,=Q~QC (55)

ahora taruf) - — => P = —-— (56)P tan<¡>

•tants=Q-Q, (57)

De donde:

(58)

La expresión anterior da los requerimientos del compensador Oc en función

del factor de potencia cos^s, que se desee obtener a nivel de sistema para una carga

cuyo factor de potencia es

Un compensador estático (capacitor) para corrección de factor de potencia, alser de susceptancia fija, no realiza una eficiente corrección, debido a las fluctuacionesde la carga de una barra durante las diversas horas del día. En la práctica, paraminimizar este problema se lo divide en un banco de capacitores, o en seccionesparalelas, cada cual conectable individualmente, de tal forma que se pueden ejecutarcambios discretos o en pasos más pequeños de compensación de tal manera de ir conla forma variante de la carga en la barra./

En resumen, la compensación en la carga, cambia la distribución de potenciareactiva en el sistema, mejorando los niveles de voltaje." [3]

DÁNNÁ QUIROLA AUÍEIDA

CAPITULO II

EL SISTEMA NACIONALINTERCONECTADO Y EL MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 23

2.1 El Sistema Nacional Interconectado

2.1 .1 Generación

En el Sistema Nacional Interconectado (SNI) hay dos tipos de generación

principales: la generación hidráulica y la generación térmica. En lo que se refiere a

centrales hidroeléctricas, las más importantes son: Paute, Agoyán, Pisayambo y Daule-

Peripa, con capacidades máximas de 1075 MW, 156 MW, 70 MW y 213 MW

respectivamente. [4]

De toda la generación hidráulica del sistema, Paute aporta con

aproximadamente el 81% en época lluviosa (comprendida entre Abril-Septiembre),

pero su capacidad se ve afectada en el período de sequía (comprendido entre Octubre-

Marzo).

De la generación existente en el sistema, El CENACE (Centro Nacional de

Control de Energía), es el organismo encargado de realizar el despacho centralizado de

todos los recursos de generación mayores a 1 MW.

2.1.2 Sistema de Transmisión

Según el nuevo esquema del sector eléctrico, en el Mercado Eléctrico Mayorista

(MEM) la propietaria única del sistema de transmisión es TRANSELECTRIC, la misma

que enlaza a 9 subestaciones ubicadas en los principales centros de carga del país y

que forman un anillo al nivel de 230 kV, éstas son: Milagro, Pascuales, Quevedo, Santo

Domingo, Santa Rosa, Totoras, Riobamba y Paute, además de la subestación Trinitaria

que se une radialmente al anillo.

Para abastecer a los centros de carga se desprenden radialmente del anillo

líneas de transmisión al nivel de 138 kV y líneas de subtransmisión al nivel de 69 kV,

46 kV, 34.5 kVy6.6kV.

2.1.3 Sistema de Distribución

La actividad de distribución se encuentra a cargo de las empresas eléctricas

localizadas en ías diferentes zonas del país, las cuales operan, según el nuevo

esquema del Sector Eléctrico Ecuatoriano, como únicas empresas concesionarias en

cada área geográfica, para prestar el servicio público de suministro de electricidad a

los consumidores finales.

DANNA OU1ROLA AIMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. Tí 24

2.1 .4 Transformadores

Se encuentran localizados tanto en subestaciones de reducción como en las deelevación. Sus relaciones de transformación son: 230/138 kV, 230/69 kV, 138/69 kV,138/46 kV; y, 13.8/69 kV, 13.8/138 kV, 13.8/230 kV, respectivamente. Dichoselementos están conectados en configuración estrella/estrella/delta puestossólidamente a tierra, y la mayoría de ellos posee un devanado terciario, mismo queabastece energía para los servicios auxiliares y que puede ser usado para colocarequipos de compensación de reactivos, cuando así la situación lo amerita.

El esquema del sistema de barras al nivel de 230 kV, es de doble barra coninterruptor de enlace; y al nivel de 1 38 kV, se encuentran varias configuraciones talescomo: doble barra enlazadas con interruptor, barra principal y barra de transferencia,barra simple, etc.

2.1.5

Se encuentran localizados en las principales subestaciones del sistema, y sufinalidad es mantener condiciones adecuadas de calidad de servicio de voltaje. Estosequipos son capacitores y reactores, los cuales son conectados o desconectados deacuerdo a los requerimientos de reactivos que se necesiten suministrar o absorber endeterminado momento.

2.1 .6 Curva de Carga

El Sistema Nacional Interconectado presenta una curva diaria de cargacaracterística para días laborables, y otra para días feriados y fines de semana. Endías laborables (figura 2.1) se pueden apreciar tres tipos de demanda del sistema, asítenemos:

CURVA PE CARQA tDIA LABORABLE)

\ 2.1.- Circuito equivalente del transfofmador




* Demanda mínima (22:00 - 7:00): Se presenta aproximadamente alas 3:00. En este período, la variación de la carga es muy pequeña,pero a partir de las 5:00, el sistema experimenta una variación decarga considerable.

+ Demanda media (8:00 - 17:00): En este período, la carga delsistema se mantiene aproximadamente constante. La horacaracterística es las 1 2:00.

+ Demanda máxima (18:00 - 21:00): En este período, el sistemasufre un incremento acelerado de la carga, presentándose el picomáximo alrededor de las 1 9:30.

2.1 .7 Hpmanda HP Pntpncia y Fnergía

La demanda total del sistema incluye a todos los tipos de usuarios clasificadosen: residenciales, comerciales, industriales, alumbrado público y otros, siendo la cargapredominante en el Sistema Nacional Interconectado, la residencial. A Diciembre de1 999, las demandas de potencia y de energía del sistema fueron: 1 860.5 MW y 844.1GWh/mes respectivamente. De la demanda total del sistema, en la hora pico, el mayorporcentaje lo constituyen Guayaquil y Quito, y el resto de la carga se encuentra

distribuida en todo el país.

2.1 .8 Fmpresa*; Flprtrira«;

En la tabla # 2 se listan las empresas eléctricas interconectadas al SNI [5], con surespectivo año de interconexión, y el porcentaje que cada una de ellas representa de lademanda total de potencia del sistema:

Tabla # 2.- Empresas inte reo neceadas al Sistema Nacional Interconectado

EMPRESA AÑO % DE DEMANDA TOTAL DE POTENCIA

DEL SISTEMA"

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

"

EMELNORTE

EEQSA

EMELESA

EMELMANABI

E.E.A.S.A

ELEPCOSA

LE.R.S.A

EMELGUR

EMELEC

SANTO DOMINGO

MILAGRO

Datos correspondientes a Diciembre de

80

77

81

82

77

77

79

82

77

83

83

1999.

3.5

22.92.446.043.721.801.447.9327.7

2.843.28

r>A\r\JA nruRftT A ¿JKAKITIA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 26

12

13

14

15

16

17

18

E.E.R.C.S (4)

E.E LOS RÍOS

EMELORO

E.E.R.S.S.A

SANTA ELENA

E.E. AZOGUES

EMELBO

83

84

86

87

87

88

88

3.82

2.42

5.13

1.87

2.48

0.30

0.69

2.1.9 Datos del funcionamiento del sistema en Diciembre de 1 999

En la tabla # 3 se puede observar los datos de operación del Sistema Nacional

Interconectado durante el mes de Diciembre-99 [5], referentes a: demandas,

disponibilidad de potencia, caudales, vertimientos, generación de energía.

Tabla # 3.- Daros de operación deISNIa Diciembre/99

DEMANDAS

Demanda de Potencia S/E entrega:

Demanda de Energía S/E entrega:

GENERACIÓN DE ENERGÍA A NIVEL DE BORNES

Hidroeléctrica

Termoeléctrica

Interconexión

DISPONIBILIDAD DE POTENCIA

Hidroeléctrica

Termoeléctrica

Interconexión

VERTIMIENTOS

Pisa yambo

Paute

CAUDALES AFLUENTES PROMEDIO

Pisa yambo

Paute

Agoyán

1860.5 [MW]

844.1 [GWh]

5X4.2 [CiWh/mes]

307.1 [GWh/mes]

2.7 [GWh/mcs]

1501.1 [MW]

1147.4 [MW]

24.8 [MW]

0.0 fm3/mes]

3242000.0 [mVmes]

4.9 [ra3/s/mes]

93.6 [nvVs/mesJ

85.0 [mVs/mes]

CAUDALES

Para las centrales de régimen oriental: Pisayambo, Paute y Agoyán, los meses

de octubre y diciembre se presentaron como lluviosos.

Para las centrales de régimen del pacífico (Daule Peripa por ejemplo), los mesesde octubre y noviembre se presentaron como secos; y, el mes de diciembre

experimentó una temprana recuperación de afluencia hídrica.


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DF, INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 27

2.1 .1 O Diagramas p<iqupmárirn<; del

Se indican en las figuras 2.2 a 2.10, los diagramas unifilares del SNI, en loscuales, con la finalidad de tener una vista más detallada, se ha desglosado el sistemaen varias zonas, las cuales son: Quito, Guayaquil, Manabí, Esmeraldas, Santo Domingo,Centro, Norte, Cuenca, Loja, Milagro y Máchala.

Fig. 2.2.- El Sistema NacionalInterconectado

DANNA OU1ROLA AIMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACTOKAI

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. U 28

SELVA ALEGRE

4, -T- X

19

PAPALLACTA i1A1

0. STA. ROSA

v^t-rf^

\WV

/Mv> /vt*Al.,_.,..MÓVIL

'L.SANTA ROSA

ZZHJAji/_E^grgÍRftS.l

^vtv^ V1CENT1NA

[AS/E LATACJN«A| i ^»©

GUANGQPOLQ

Fig.2.3.- Zona de Quito

TASfEOUP^EDÜ

T30 —t—4x

^^^3^^^^

28

130

PASCUALES

jftSfE MOLINO]

•24

POSORJA

U

ÍK íxvx^Lu rtwj un

é1 élELECTROQUL3

115—.Ti

B«LGUR

TRNTARIA

X X.38

1W,

ELfCTROQLIL2

POUCENTRO

i '•• mi i

9SALITRAL

. 2.4.- Zona de Guayaquil

r3i



DAULE PERPA

«• 7fl3 . W3

AJA

PORTOVIEJO

OSAKA

i HS

• ^>~ v-^

-™© MANTA

542

241

QUEVHDO

242

Fig. 2.5.- Zona de Manabt

C. T. ESMERALDAS

153

asa

DOMIMOO

6O

ECUAPCAA^ER

.- Zonas de Esmeraldas y Sanio Domingo

DANNA QV1ROLA AIME1DA


1-ACUITAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 30

?. .7.- 7í?/íá Centro

233

291.

.32

TULCAN

1T8

79

| A SvE Ve ENTINAxjb*

279

(BARRA

- 77

1132

I PIALES

191

Fig. 2.8.- Zona Norte

DANNA OUIROIA ALMEIDA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A CAP. II 31

s /JÉ rvyip L. i N o)

CUENCA

LO JA

^v^rxxv

Zonas de Cuenca y Loja

r^j -212 MILAQRO

•p -s#*4í-vj'-X- -~~t

EMELOUFf

10

--M I —

BABAMOVO

± 1Q-

. 2.10.- Zonas de Milagro y Máchala



2.1.1 1 Diagrama esquemático dej Sistema de Transmisión

En la figura 2.11 consta un diagrama unifilar de la topología actual del sistemade transmisión [5], en el cual se pueden identificar entre otros datos, los siguientes:líneas de 230, 138 y 69 kV, número de circuitos, subestaciones, tipo de central(hidráulica o térmica), etc.

c o

^v

P E R Ú CEN1PQ NACJCMAL DC CDNlRa Dtauna

SISTEMA NAClDN(fl4_ J5E 1RANSM1S1DN

A DIC3EMBRC DE 1999

ENERO 2000

Fig. 2.1 J.- Diagrama del Sistema Nacional de Transmisión

DÁNNA QU1RQLA ALME1DA


2.1.12 Rarras del S.N.I.

En las tablas 4.a a 4.e se listan todas las barras del sistema con sus respectivosnúmeros, nombres y niveles de voltaje:

Tabla # 4.a.- Barras de 230 k V

HUUEHO

3U

243344

43B?

fes86

143

1ARRA

'MUTE28CT'MIUC2SQ*

•MSCU23Q1

'TWNI23Q1

'QUE « 2 30'

•S.OG02SÜ1

'$ ROS 230'

•TOTOR23Q'

'WQBA230*

*s,DC023(r

Tabla # 4.b.- Barras de 46kV

MINERO

555560

6370

660reo670770

RAMA

'S/E13-BA'

S.ROS-BA'

•SROS-MOV

'S.AIE-BA''VICCN-BA'

'GUAN+CHI'

'OJAL-HER*

'CUMBA13'

'NAVOH1 S.1

Tabla # •#.;:.- ferrar rfe fr.6, 23,34.5 y 115 kV

Humto?3

10$73

132

BAMM

'GUANGOPO'

'POMA-BA'

1BARRA6A'

'IPIA138'

VOLTW

e. e23

34,5115

Tabla # 4.d.- Barras de I38kV

MUERO£414

1813

2125

2$23323442

4547

50

525553

BARRA

•PAUTE1 33'

'CUENC1 38'

'LGJA-1 381

•MILAC13?

•BABAH1 38*

•MACHA1 38''PASCU1 38*

•S El£l 38'

•POSOR1 38'

'TRINI1 38'

'SAUT1 381

'POLK1 381

•QUEVE1 38'

'PORTO 138'

•S.DGQI3B1

t5MEW38'

'S/E1 9-AL

'S.ROS1 38'

NMERDE2

71?2

7478

80

82B4839194

102

118122130

174191

723

BARRA

•S.AUH 38'

'VICEM1 38'

•GUANC! 3T

'LATAC1 3S1

'ttARRl 39'

'FUCAftl 38'

'AMBATJ 38'

•TOTOR13?'

'A<K>YA1 36'

•1ULCAN1 31

'D-PE-1S81

'POMA51 3?

•MlLAG-er

'PAPA-ALT-CEC€G1 38'

'CARI 3*F

'IMA138'

'EQUIL1 38'

ATvM QUJROIA AIMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DF. ÍNC.CNIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 34

Tabla # 4.Ü.- Barras de 69 kV

NUUEKD5

151?20

2227

28

3031

383S

4143

4648SI54

MftftA'CUENCA '

'LUJA '•MILAGRO1

'BABAHOYO'•MÁCHALA! ''PASCUALS''S.ELENA1

'POSORJA31

'SAUTR69'

•miNiTsytQjJiL-Gff•fcUEWDQ ''POUCENT

•quewDo*•toRTOVr•S.DOMNC•ESMÉRALO'

NUtEftO75

?783e?9032

112

115116

131138

139146

165

130241

MftM'LATAC-G91

'IBARR-BA1

TQTOR-BA''P.IOBA-69''AMBAT-BX'1ULCAN691

•GUARA-BA''EWELG-DD'•EMELG-MrtMEL-SAL'PVC-CONS''SALIT-EQ1

'MANTA '

•VAP-GUAV'AMBA-LAT'QUE-F3 '

Tabla # 4.e.- Barras de J3.8kV

iNjunai7

35

3937

53

M(1K

K3C!3H

SCI

31 &

312314

3113183!!

SH

33fl

SI»

330

333

XM

MI

342

H4

•AMA•MUTE-Ar

'WlUTt-C'

•V-WK-2'

Y-MK-T•G-Hte-fl-•CT.ESMC

*fi-S.ROOl'

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'TRI-T2 '

TW-TI 'm-ri ••MIL-T! '

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'KSL-T '

'SAU-T

'CUC-T '

'QUC-T3 '

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UVUDIO34534Í

S4T

341

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35?

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37B

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6M

122627

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B31

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'VC-T1 '

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'MÉXICO '

•C-MSCUA

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WWK1

632

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«81169

I9S

7M

701

TP7

731

73 Z

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7H

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763

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RD7

12&

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W

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B3I

INI

1U1

1221

1331

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KUAP-SO

'C-S-HOW

fUCAW. '

' AGOTA H •

'D-FEIUM'

C-DQL-21

PAUH-AI

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'G-EMEL-V

G-tHtRCr

COMS-CQT

'C-S.ROSA-

•ypvc-CMr'D-PCTfcV'FAUTE-AI'WiUTE-C-ü-CQIL-3G-tMtL-¡•MUTC-Af

'WUTE-C '

•C-EQC-3

G-tHCL-3

•G-EMEL-T

G-EMtL-r

•G-ALTI-V

•G-ALTI-2

DANNA OUIROIA AfMEIDA

ESCUbLA POLITÉCNICA NACIONAL


2,1 ,1 3 Fmprpsas Participantes en el MFM

Empresas de Generación

Se indican en la tabla # 5, las empresas de generación existentes en el sistema[4], especificando además, si éstas son hidráulicas o térmicas, el número de unidadesque conforman cada central y la capacidad máxima total de potencia que puedenaportar.

Tabla # 5.- Empresas de Generación del Mercado Eléctrico Mayorista

EMPRESA

HIDROPAUTES.A

HIDROACOYAN S.A

HIDROPUCARA S.A

HIDRONACION

TERMOE5MERALDAS S.A

TERMOPICHINCHA S.A

ELECTROGUAYAS S.A

ELECTROECUADOR

ELECTROQUIL

EC U A POWER

ELECAUSTRO

CENTRAL

PAUTE

ACOYAN

PUCARÁ

M. LANIADO

ESMERALDAS

GUANGOPOLO

SANTA ROSA"

TRINITARIA

G. ZEVALLOS

G. ZEVALLOS

ENRIQUE GARCÍA

ANÍBAL SANTOS

P. GUAYAQUIL

ALVARO TINAJERO

ELECTROQUIL 2

ELECTROQUIL 3

S. DOMINGO*

S. ELENA^

SAYMIRIN

SAUCAY

EL DESCANSO

MONAY

TIPO

Hidroeléctrica

Hidroeléctrica

Hidroeléctrica

Hidroeléctrica

Térmica (Vapor)

Térmica

(C. interna)

Térmica (Cas)

Térmica (Vapor)

Térmica (Vapor)

Térmica (Gas)

Térmica (Gas)

Térmica (Vapor)

Térmica (Cas)

Térmica (Vapor)

Térmica (Gas)

Térmica (Gas)

Térmica (Gas)

Térmica (Gas)

Térmica (Gas)

Hidroeléctrica

Hidroeléctrica

Térmica

Térmica

UNIDADES

10

2

2

3

1

6

3

1

2

1

1

1

5

4

2

2

2

2

1

6

4

4

6

CAPACIDAD

TOTAL

_ÍMW)

1075

156

70

213

125

31.2

51

133

146

20

92

30

90

30

70

88

88

96

34

14.4

24

16

6.6

1 Las unidades Ul y U2 de Santa Rosa pueden operar como generadores o compensadores sincrónicos2 Las 2 unidades de EPW S. Domingo pueden operar como generadores o compensadores sincrónicos.3 La unidad de EPW S. Elena puede operar como generador o compensador sincrónico.

DANNA QUIROLA AT.MEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. U 36

Empresa de Transmisión

En la tabla # 6 se pueden observar las líneas de transmisión que conforman elanillo de 230 kV [6], al igual que las principales líneas de 138 kV; todas ellas con surespectivo número de circuitos y límites térmicos correspondientes.

Tabla # 6.- Datos de las líneas (fe transmisión deISNI

DE

Santa Rosa

Santo Domingo

Quevedo

Paute

Milagro

Santa Rosa

Totoras

Paute

Paute

Paute

Pascuales

Pucará

Pucará

Muíalo

Vi cernina

Vicentina

Pascuales

Santa Rosa

Quevedo

Daule Peripa

Santo Dominqo

Paute

Milagro

Cuenca

Pascuales

Pascuales

Pascuales

Totoras

Totoras

Pascuales

1 barra

A

LINEAS DE 230

Santo Domingo

Quevedo

Pascuales

Milagro

Pascuales

Totoras

Riobamba

Riobamba

Totoras

Pascuales

Trinitaria

LINEAS DE 138

Ambato

Muíalo

Vicentina

Cuangopolo

1 barra

Salitral

Vicentina

Daule Peripa

Portoviejo

Esmeraldas

Cuenca

Babahoyo

Loja

Santa Elena

Posorja

Máchala

Agoyán

Ambato

Poli centro

Tulcán

# CIRCUITOS

kV

2

2

2

2

2

2

1

1

1

2

1

kV

1

1

1

1

2

2

1

2

2

2

2

1

1

1

1

2

2

1

2

1

LIMITE

TÉRMICO POR

CIRCUITO

ÍMVA1

442

442

442

442

442

442

442

442

442

442

442

160

160

160

160

160

160

160

150

150

141

141

141

141

141

141

141

186

141

160

160




Empresas de Distribución

En la tabla # 7 se listan las empresas de distribución que existen en el MercadoEléctrico Mayorista [4], y se especifica también la generación aun no escindida de cadauna de ellas:

Tabla # 7.- Empresas de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista

EMPRESA

REGIONAL NORTE

QUITO.S.A

COTOPAXI S.A.

AMBATO S.A

RIOBAMBA S.A

BOLÍVAR S.A

COTOPAXÍ S.A.

REGIONAL CENTRO SUR S.A

REGIONAL SUR S.A

AZOGUES C.A

ESMERALDAS S.A

REGIONAL MANABI S.A

LOS RÍOS C.A

MILAGRO C.A

PENÍNSULA STA. ELENA S.A

GUAYAS LOS RÍOS S.A

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA GUAYAQUIL

EL ORO S.A

SANTO DOMINGO

NOMBRE

EMELNORTE

EEQS.A

ELEPCOSA

EMELBO

EMELESA

EMELMANABI

EMELRIOS

EMEPE

EMELGUR

SIDEG

EMELORO

EMELSAD

GENERACIÓN AUN NO ESCINDIDA

Generación hidráulica y térmica

Central hidroeléctrica Cuangopolo

Central hidroeléctrica Cumbayá

Central hidroeléctrica Nayón

Central térmica Guatberto Hernández

Central térmica Luluncoto

Generación hidráulica




Generación hidráulica


Generación térmica






DANNA QUIROL.4 AIME1DA


2.2 Mercado Eléctrico Mayorista

2.2.1 Aspectos Generales

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es el escenario en el cual se efectúantransacciones de suministro de energía eléctrica establecidas dentro de un régimencompetitivo.

Las entidades que regulan, norman y administran el MEM tanto en el ámbitotécnico como en el comercial, son el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) y laCorporación Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

El Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), es un organismo gubernamentalque se encarga de la planeación, regulación, concesión, tarifación y supervisión delsector eléctrico, bajo los principios de eficiencia, transparencia y equidad [7]. Entre lasprincipales funciones asignadas a su cargo están:

• Aprobar los Pliegos Tarifarios para los servicios regulados deTransmisión y los Consumidores Finales de Distribución.

• Dictar las regulaciones, normas y procedimientos y verificar sucumplimiento.

• Manejar y controlar los procesos de concesión.• Dirimir conflictos sobre la prestación del servicio.• Elaborar el Plan de Electricidad (referencial para el sector privado).

La Corporación Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), es unaCorporación Civil de derecho privado, de carácter eminentemente técnico y sin fines delucro, que se responsabiliza de coordinar la operación del Sistema NacionalInterconectado en términos de calidad, seguridad y economía; además de administrarlas transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista [7]. Entre susprincipales obligaciones están:

• Ejecutar la coordinación centralizada de la operación técnica delSistema Nacional Interconectado.

• Realizar el despacho económico de toda la generacióninterconectada.

• Aplicar los procedimientos de despacho, operación y mercadoaprobados por el CONELEC para el funcionamiento del MEM.

• Administrar las transacciones económicas del MEM.• Asegurar la transparencia y equidad de las decisiones que se

adopten.

DAN NA OUIROLA AIMEIDA



• Programar la operación óptima de los recursos de generación conindependencia de los contratos.

• Determinar los costos variables de transporte.• Determinar los excedentes y faltantes horarios de energía, respecto

a contratos.

2.2.2 Agentes del MEM

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está constituido por los Generadores,Distribuidores, Grandes Consumidores, Comercial izadores, Importadores yExportadores incorporados al Sistema Nacional Interconectado (SNI), quienes actúancomo Agentes del MEM siempre y cuando cuenten con la respectiva concesión,permiso o licencia expedida por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC). [7]

* Generadores son las Empresas Eléctricas o personas naturales titulares deuna concesión o permiso o licencia para la explotación económica de unao varias centrales de generación eléctrica de cualquier tipo y que colocansu producción total o parcialmente en el sistema de transmisión o en lared de distribución. Se definen también como aquellos que tienen unaunidad con capacidad nominal igual o mayor a 1 MW y que esténsincronizados o los que se sincronicen al sistema eléctrico, éstosrealizarán sus transacciones en el MEM y estarán sujetos al despachocentral del CENACE. El despacho centralizado se realizará por unidadgeneradora para las centrales termoeléctricas y, por planta para lascentrales hidroeléctricas.

4 Transmisor es la Empresa titular de la concesión para la prestación delservicio de transmisión y la transformación de la tensión vinculada a lamisma, desde el punto de entrega por un generador o un autoproductor,hasta el punto de recepción por un distribuidor o un gran consumidor.

* Distribuidores son las Empresas Eléctricas titulares de una concesión queasumen, dentro de su área de concesión, la obligación de prestar elservicio público de suministro de electricidad a los consumidores finales.Se conforman como sociedades anónimas que operan como únicasempresas concesionarias en cada área geográfica.

4 Grandes Consumidores son aquellos cuyas características de consumo lofacultan para acordar libremente con un generador o distribuidor elsuministro y precio de energía eléctrica para consumo propio.

DANNA QUIROLA ALMKIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A CAP. ü 40

Exportación de energía eléctrica es una actividad que comprendeúnicamente los excedentes disponibles luego de satisfecha la demandanacional.

Importación de energía eléctrica se realiza en condiciones de libremercado; bajo este esquema, la energía y potencia eléctrica ofrecidas porempresas eléctricas de otros países son consideradas en la programaciónde despacho económico de carga.

2.2.3 Fsfrurtura dpi MFM

En la figura 2.1 2 se puede observar la estructura del modelo, bajo el cual seinterelacionan los agentes que integran el Mercado Eléctrico Mayorista.

IedHMB

mmam

Fig. 2.Í2.- Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista

CONELEC

CENACE

Generadores (G)Transmisores (T)Distribuidores (D)Grandes Consumidores (Ge)

DANNA QlllROLA AIÚÍFJDÁ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. U 41

2.2.4 Obligaciones de los Agentes del MFM

Generadores

• Estar conectados al Sistema Nacional Interconectado con unaunidad de capacidad nominal igual o mayor a 1 MW.

• Operar sus unidades según el programa horario establecido por elCENACE.

• Entregar al CENACE información para la planificación operativa y eldespacho.

• Ejecutar mantenimientos según el programa aprobado por el

CENACE.• Ofrecer hasta su capacidad efectiva para reserva horaria.• Solicitar autorización al CENACE para el retiro temporal o definitivo

de sus unidades.

Transmisor

• Operar sus equipos sujetos a las disposiciones del CENACE,preservando la integridad de las personas y de los equipos.

• Entregar anualmente al CENACE su programa de mantenimiento,coordinando previamente con el resto de los Agentes del MEM.

» Ejecutar mantenimientos según los programas aprobados por el

CENACE.• Proveer al CENACE la información requerida para la supervisión de

su red en tiempo real.• Realizar acciones de control para la operación de sus instalaciones.

Distribuidores

Mantener en el punto o puntos de entrega el consumo de reactivosy demás parámetros técnicos dentro de los límites establecidos enel Reglamento de Servicio y los Procedimientos de Despacho yOperación del S.N.I.

• Proveer la información requerida por el CENACE.• Ejecutar mantenimientos según el programa aprobado por el

CENACE, cuando tengan impacto sobre el Sistema NacionalInterconectado o afecten a! resto de los Agentes.

Grandes Consumidores

• Mantener el consumo de reactivos y demás parámetros técnicosdentro de los límites establecidos en los Procedimientos deDespacho y Operación y coordinar los mantenimientos con elAgente al cual se encuentra conectado.

DANNA QVJROLA ALMEJDA


2.2.5 Tran^arrinnp* pn pl MFM

Los tipos de transacciones que se pueden realizar en el Mercado EléctricoMayorista son:

- Contratos a plazo.• Compra-venta en e! mercado ocasional (spot).

Exportación e importación de energía.

^MERCADO OCASIONAL

MERCADO DE CONTRATOS

Fig. 2.13. - Transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista

Los Contratos a plazo son aquellos que se pactan libremente entreGeneradores y Distribuidores, entre Generadores y GrandesConsumidores, entre Generadores y Exportadores, entre Importadoresy Distribuidores y entre Importadores y Grandes Consumidores, comose indica en la figura 2.1 3. Las transacciones de energía se cumpliránsobre compromisos prefijados con base en las demandas horariasestablecidas para el período contractual. Estos contratos, a más de quedeben ser cumplidos por los generadores independientemente delhecho de que sus unidades hayan sido o no despachadas, son de tipocomercial y no afectan la operación en tiempo real del sistema. [7]

Las transacciones de Compra-Venta en el mercado ocasional sonrealizadas entre los agentes a precios de oportunidad, con base a losprecios horarios de la energía en el MEM, sancionados por el CENACEen función del mínimo costo variable de producción. [7]

DANNA ÜUWOLA ALMKIDA



2.2.6 Despacho Económico

Es la asignación específica de carga a las unidades de generación para lograr eísuministro de energía de mayor economía en condiciones de confiabílidad, atendiendolas variaciones de la oferta y la demanda. El CENACE calcula el despacho económicohorario, considerando las restricciones técnicas que se imponen sobre todo el sistemao una parte de él, incluyendo la generación obligada por criterios de calidad deservicio, seguridad eléctrica o por inflexibilidades en la operación.

El objetivo fundamental del despacho económico es mantener el balance entregeneración y carga minimizando los costos de operación al nivel de sistema. Los datosque se deben considerar en un despacho económico son los siguientes:

• Programación de la demanda horaria

• Costos Variables de Generación• Factores de nodo

Restricciones del Sistema» Generaciones Forzadas

• Inflexibilidades de unidades• Programación de mantenimientos• Márgenes de reserva para regulación de frecuencia

Reserva rodante y Reserva fría

La programación de la demanda horaria se la hace con base tanto en modelosestablecidos, como en la estadística de las mediciones horarias en los puntos deentrega a cada distribuidor, considerando las pérdidas que se presentan en el sistema.

Restricciones Operativas del sistema son limitaciones impuestas por la red detransmisión o por los Agentes del MEM que impiden la ejecución del despachoeconómico y ocasionan diferencias entre la producción prevista de los generadores enel despacho económico y el despacho rea! o incluso la operación de plantas diferentesa las que habían sido consideradas en el despacho económico. Los sobrecostosproducidos por estas restricciones son cubiertos por el Agente del MEM que losprovoca.

Generación Forzada es aquella que debe ser ingresada en el despacho económico conrestricciones, cuando se presentan en el sistema limitaciones operativas declaradas porel transmisor o algún agente del MEM referidas a su topología, también es consideradaen el despacho cuando se requiere cumplir (ocalmente con los niveles de calidadestablecidos. [8]

DANNÁ OUIROLA ALMFJDA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. 11 44

Inflexibílidades se dan por las características técnicas de las unidades de generación,tales como: tiempos de arranque (en frío, en caliente), tiempos mínimos y máximos deoperación, tiempos mínimos de apagado, velocidad de toma de carga o descarga, queen cierto momento no pueden ser requeridas por el sistema. Dichas inflexibilidadesoperativas que puedan tener las unidades de generación y que las obligan amantenerse en operación en períodos que no son requeridos por el sistema, no incidenen los costos económicos del MEM. Los sobrecostos con relación a los precios delmercado, son asumidos por el agente propietario de la unidad inflexible. Comoejemplos de inflexibilidades, tenemos: la generación que debe permanecer en períodosque no se los requiere o, e! valor de potencia sobre el mínimo requerido por seguridaddel sistema o por optimización det precio de mercado [8].

Reserva se define como una magnitud equivalente al mayor valor entre la unidad másgrande del sistema o la potencia de importación comprometida medianteinterconexiones internacionales, mas una cantidad equivalente a la tasa de salidasforzadas combinada de las unidades generadoras de! Sistema Nacional tnterconectado.

Reserva Rodante es e! margen de potencia rodando en reserva en una máquina térmicao central hidroeléctrica habilitada y disponible, para la regulación primaria ysecundaria de frecuencia (RPF y RSF), y para garantizar la operatividad del SistemaEléctrico en caso de contingencias.

Reserva Fría es la potencia de reserva que se halla disponible en una máquina térmicao central hidroeléctrica que se puede habilitar para cubrir desviaciones de potenciaimprevistas entre oferta y demanda debida a indisponibilidad de alguna de lasunidades de generación despachadas y al cambio en los valores de la demandamayores a 1 O MW ocasionados por eventos fortuitos.

Barra de Mercado se define como la barra eléctrica de una subestación específica quesirve de referencia para la determinación de los precios de generación de energía.

Factor de Nodo de un nodo de la red de transmisión es la variación que tienen laspérdidas marginales de transmisión producidas entre dicho nodo y la barra demercado ante una variación de la inyección o retiro de potencia en ese nodo. Es unparámetro que sirve para reflejar la incidencia de cada una de las centrales degeneración en los costos y en las pérdidas. El Factor de un nodo se define tambiéncomo la relación entre su precio y el de la Barra de Mercado asociado a! nivel depérdidas marginales, relacionado con los intercambios de dicho nodo respecto de labarra de referencia.

La barra de referencia o de Mercado tiene un factor de nodo igual 4 1.

DANNA QUÍROLA ALMEIDA


Generalmente las barras exportadoras tienen factor de nodo menor a 1, y lasbarras importadoras tienen un factor de nodo mayor a 1.

Los factores de nodo dependen de la localización de la barra de mercado; sinembargo, la diferencia entre cualquier par de factores de nodo será la mismaindependientemente de la barra de mercado, por lo tanto las liquidaciones efectuadasen el MEM, no se ven afectadas por la selección de la barra de mercado.

2.2.7 Rpdespachos

Se presentan cuando el despacho horario es modificado durante la ejecucióndel mismo con el fin de tener en cuenta las condiciones de operación y los recursos delsistema; es decir, altera las condiciones del despacho programado, en función de lascondiciones reales de la generación y del Sistema. Se lo considera como un despachoprogramado parcial en un día dado. Las principales causas que lo hacen necesario son:

* Indisponibilidad de alguna de las unidades de generacióndespachadas.

4 Aumento o disminución en la disponibilidad de unidades degeneración.

4 Generación de plantas por pruebas, cuya duración es superior auna hora y ofrecen condiciones adecuadas de confiabilidad.

4 Disminución o aumento de generación en centrales hidráulicas porprevisión de vertimientos.

4 Cambios topológicos y/o eventos no previstos que impliquenvariación en los límites de transferencia de los elementos parte dela red.

4 Modificación de la demanda vinculada al mercado, o en una áreadesvinculada según corresponda, provocando un desvío respectode la demanda prevista en el despacho vigente en una magnitudque da como resultado el cambio de precio horario de la energía.

> En caso de modificarse la oferta de reserva para regulación defrecuencia ante entradas y/o salidas no previstas de máquinashabilitadas, o inconvenientes informados por el generador quefimitan su capacidad de regulación, o modificación en lasrestricciones previstas de transporte.

* Cuando producto de una falla, un elemento de la red (generador,línea de transmisión o transformador) queda sobrecargado, seingresará con la generación más rápida existente en el sistema oen el subsistema afectado por la sobrecarga.

DANNA QUIROLA AIAÍEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL,FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. II 46

2.2.8 Precio de la Potencia pn el MEM

Los costos de la potencia consideran tanto las unidades que están en línea,como las que aun sin ser despachadas, pueden entrar ante alguna eventualidad o paramantener condiciones de voltaje adecuadas.

2_2.Q Precio dp la Energía en el MEM

El CENACE debe abastecer la energía al Mercado Eléctrico Mayorista al mínimocosto posible, el mismo que se obtiene del planeamiento operativo, la óptimaselección de unidades y del despacho programado o predespacho. El valor de laenergía varía de acuerdo al tiempo y al lugar en donde es producida o utilizada, seutiliza el concepto temporal y espacial, cuyo sistema de fijación es el nodal.

En el mercado a plazo, el precio de la energía es pactado libremente entre losAgentes de acuerdo a contratos, cuyo cumplimiento será verificado por el CENACE,dichos contratos no afectan la operación física en tiempo real del sistema, soncomerciales y deben considerar una curva de abastecimiento en términos horarios paradías típicos. En el mercado ocasional, el precio de la energía se lo define en la barra dereferencia en la que se minimizan los costos de operación de los generadoresincluyendo su participación en las pérdidas de transmisión hasta dicha barra. La barrade referencia es la denominada barra de Mercado y la participación en las pérdidas selas efectúa a través de los factores de nodo.

Se define el Costo Marginal de la Energía, como aquel que fija el precio delmercado que los compradores están dispuestos a pagar, y el precio con el que seremunera a los vendedores del MEM.

Se denomina Precio de Mercado al que resulta de realizar el despachoeconómico de la generación en la Barra de Mercado. El CENACE establece dicho precioen términos horarios sobre la base del concepto de mínimo costo, al precio demercado de la energía se le denomina costo marginal instantáneo de corto plazo.

2.2.10 Método para establecer el precio de la energía

Para poder realizar el despacho económico, el CENACE calcula el costoincremental de cada una de (as unidades utilizando sus curvas entrada-salida lineales,de modo que para abastecer una carga en determinado instante, los costosincreméntales (X) de las mismas son ordenados en forma ascendente y de acuerdo conesto se despacha siempre primeramente las unidades más baratas hasta alcanzar supotencia máxima, luego la unidad con el siguiente valor más alto, hasta su capacidad

DANNÁ QUIROLA ALME1DA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP- II 47

máxima y así sucesivamente, hasta que la última unidad o central que entra en líneapara suplir la demanda y que no necesariamente aporta su capacidad máxima, es ladenominada unidad marginal, cuyo costo incremental es adoptado como precio demercado de la energía, y sobre esta base se realizan las transacciones económicas paracada instante. Este procedimiento se los realiza en forma horaria.

Un aspecto importante que hay que tomar en cuenta, es que cuando existenunidades que no fueron consideradas en el despacho económico, pero que entran agenerar debido a alguna restricción de la red o por falla de alguna unidad despachada,ésta no se considera corno unidad marginal a pesar de que en ese instante su costoincremental sea el más caro del sistema.

En el ANEXO # 1 consta un despacho real con todas las unidades que ingresanen línea para suplir las demandas horarias de un determinado día, en él se puedeobservar también los costos de todas y cada una de las máquinas, la unidad marginal yel costo marginal de la energía con el cual se efectúan las liquidaciones en formahoraria.

2.2.1 1 Sanción de Precios Marginales en la Barra de Mercado

La sanción de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), se establecesobre la base de la revisión de la operación del día anterior, e involucra los siguientesaspectos:

+ La demanda real del SNI.* La real disponibilidad de potencia horaria de la generación térmica.* Para el caso de la central Paute, al efectuar la Regulación

Secundaria de Frecuencia del Sistema, absorbe cualquierindisponibilidad de otra generación, siempre y cuando ésta no hayasido ingresada para cubrir una restricción de red o de calidad deservicio.

El despacho programado determina los precios de mercado previstos para elsiguiente día, sobre la base de los mejores recursos de generación disponibles yprevisibles para ese día. En este sentido también interviene la previsión de caudales y,por tanto, el costo del agua de las centrales de generación que tienen embalses concapacidad de regulación. La fijación del costo marginal se lo realiza con el despachoeconómico sin tomar en cuenta las restricciones de red ni las infíexibilidades de lasunidades térmicas.

DANNA OU1ROLA ALMEIDA



2.2.12 Transacciones económicas con los Agentes

Las transacciones económicas efectuadas en el MEM se las realiza en la barra de

mercado definida anteriormente y son independientes de la misma. Dicha barra

generalmente se encuentra localizada cerca del centro de carga del sistema eléctrico

de potencia.

Cuando se ha establecido horariamente el precio de la unidad marginal, el

precio de mercado (PM) del sistema para efectuar las liquidaciones está dado por la

siguiente fórmula:

pUM

Donde:

PM = Precio horario de mercado del sistema en $/MWh

PUM = Precio horario de la energía de la unidad marginal

FNuM - Factor de nodo de la barra en la que está la unidad marginal

Con este valor se paga a los generadores y se cobra a los distribuidores y

grandes usuarios, así tenemos que los rubros establecidos para los agentes del MEM,

están definidos por las siguientes expresiones:

Empresas de Generación:

PG¡ = P¡ * FN¡ * PM (60)

Donde:PCi - Pago por la generación del generador i en $

P¡ - Energía neta entregada por el generador i

FNi = Factor de nodo de la barra asociada al generador i

PM — Precio de Mercado horario de la energía

Empresas de Distribución v Grandes Usuarios:

PD¡ = Di* FN¡ *PM (61)

Donde:PD¡ = Cargo por la demanda de energía en la barra i en $

D¡ - Energía consumida en una hora (MWh)

FN¡ = Factor de Nodo de la barra asociada a la carga i

PM = Precio de Mercado horario de la energía

DANNA QUIROLA ALAÍEIDA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A CAP. II 49

Empresa de Transmisión

PT = (FNÍ *P1 - FN2 * P2) *PM (62)

Donde:PT = Pago al transportista en $FNÍ = Factor de nodo de la barra # 1FN2 = Factor de nodo de la barra # 2Pl =. Potencia transmitida en el nodo receptorP2 = Potencia transmitida en el nodo emisorPM - Precio de Mercado horario de la energía

Debido a que el transportista está llevando la energía desde un punto de su red(nodo emisor) a un precio y la está entregando en otro punto (nodo receptor) a otroprecio, la diferencia entre estos dos valores resulta la remuneración que percibe laactividad de transporte. Es decir, si se hace un balance entre lo que pagan losconsumidores y lo que recaudan los generadores, resulta un saldo positivo que esprecisamente lo que recibe la empresa de transmisión por la energía transportada. Enotras palabras se le paga básicamente por las pérdidas que sufre el sistema.


CAPITULO III

ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEVOLTAJE EN EL MERCADO

ELÉCTRICO MAYORISTA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III 50

3.1 Análisis de Reposicionamiento de Taps Fijos de Transformadores con y sin

LTC's

El objetivo principal del presente análisis es establecer las diferentesalternativas de posicionamiento de taps fijos de los transformadores y el despacho degeneración con la finalidad de que la operación del S.N.l. sea la más adecuada en loque se refiere a la calidad de servicio de voltaje.

3.1 Antecedentes

En el análisis se distinguirán las dos épocas de operación características delsistema: época lluviosa y época de estiaje, en las cuencas hidrográficas orientales. Laépoca lluviosa comprendida en el período Abril-Septiembre, se caracteriza porquePaute, la principal central hidroeléctrica del país, opera con toda su capacidad(alrededor de 1075 MW), mientras que en la época de estiaje, comprendida entre losmeses Octubre-Marzo, dicha central se ve restringida en su operación por la presenciade bajos caudales, A continuación se especifican las principales características deoperación del sistema, según el período de hidrología:

ÉPOCA LLUVIOSA:

+ Las centrales hidráulicas de pasada generan hasta su potenciaefectiva de manera permanente.

* La central Paute tiene una alta disponibilidad energética, cuyoaprovechamiento está limitado únicamente por la demanda y porcriterios de seguridad del sistema.

* La Central Daule Peripa de Hidronación tiene una limitadadisponibilidad energética, fuertemente vinculada a usosconsuntivos.

* El comportamiento de la Central Pucará es contrario al resto decentrales hidráulicas. Al disponer de un embalse de duraciónestacional, al término del período de estiaje ésta se encuentra ensu cota mínima. Durante la época lluviosa y para recuperar elembalse, generalmente solo en horas de demanda máxima, laCentral Pucará genera al mínimo, de tal manera de alcanzar sumáximo nivel antes del inicio del período de estiaje.

«• Se despachan unidades térmicas (vapor) por seguridad del sistemay para bajar los costos marginales en horas de demanda máxima.Sin embargo, estas unidades deben permanecer en forma continuarespetando sus características técnicas y operativas.

DANNA QWRO1A A1.MEÍDA

ESCUELA POLITÉCNICA NAC1ONAI

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III

* Aparece con más frecuencia la generación forzada por restriccionesen la red y por deterioro de la calidad de servicio.

* Generación térmica adicional ingresa en horas pico, porrequerimientos de potencia.

ÉPOCA DE ESTIAJE

* Las centrales hidráulicas de pasada, salen de operación en ciertosperíodos del día, para recuperación de sus embalses. La capacidadde regulación de estos embalses por lo general es diaria.

* La Centrales Daule Peripay Pucará generan altas cuotas de energía,dependiendo de los requerimientos del sistema y de lascondiciones de sus embalses.

* La Central Paute, opera con cuotas de energía cuyo seguimiento esmuy exigente, a fin de controlar la administración del embalse. Enesta época, en donde los caudales disminuyen drásticamente, elembalse es regulado con el soporte de la generación térmica.

* La cuota de generación de las centrales con embalse, depende delvalor del agua, y éste depende de los niveles de los embalses y lasprevisiones de afluencias.

* El valor del agua y, por tanto, el costo marginal de la energíapueden incrementarse significativamente cuando existen riesgosde racionamientos, llegando a alcanzar valores iguales al costo deracionamiento de energía, de manera escalonada, dependiendo dela magnitud de los racionamientos o de las medidas previas antesde racionamientos efectivos.

* El valor que toma el agua para cada uno de los embalses, seconvierte en el costo con el que la central hidráulica compite con elresto de generadores en orden ascendente, siendo posible que enciertas horas de la programación diaria el valor del agua sea elcosto marginal del sistema.

4 Durante el período de estiaje, los problemas que surgen porrestricción de la red y por calidad de servicio, generalmente soncubiertos por la generación térmica incluida en el despachoeconómico.

Claramente se puede apreciar que el cambio de hidrología influye directamenteen la programación de los despachos, pues éstos deben considerar que, ya que Pauteno puede operar a su máxima capacidad, para cubrir la demanda total del sistema,especialmente en horas pico, se deben ingresar obligatoriamente centrales térmicas.

DANNA QUIROLA ALMEÍDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI,FACULTAD DH INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. 111 52

Por otro lado, debido a que durante la estación lluviosa existen ciertas barrasen el sistema que presentan bajos voltajes causados por una insuficiencia de reactivos,y, que las calibraciones de los taps de los transformadores se ajustan para despachoscon una hidrología lluviosa, el cambio de época y por ende de hidrología, hacenecesario un estudio del reposicionamiento de estos taps, de manera que los nivelesde voltaje se ubiquen dentro de las bandas establecidas en la Regulación, que sobrelas transacciones de potencia reactiva en el MEM, expidió el CONELEC [10].

De acuerdo con esta Regulación, que será detallada más a fondo en el capítulosiguiente, los voltajes al nivel de entrega (69, 46 y 34.5 kV) deberán encontrarse en elrango del ± 3% del voltaje nominal, mientras que al nivel de 138 kV y 230 kV sedeberán observar voltajes dentro del rango del ± 5 % del voltaje nominal, y en lospuntos del Sistema de Transmisión donde no se tengan suficientes elementos decontrol de voltaje se podrá permitir hasta una variación del ±7% del voltaje nominal.Además, "los Distribuidores y Grandes Consumidores deben comprometer en cadauno de sus puntos de interconexión con el transportista u otros agentes del MEM, unfactor de potencia dentro de los siguientes límites: 0.98 o superior inductivo parademanda media y demanda máxima y, 1.0 o menor inductivo para demanda mínima.",Pero en forma transitoria, los factores de potencia límites serán: 0,95 o superiorinductivo para demanda media y demanda máxima.

TOPOLOGÍA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

La zona sur del sistema, a diciembre de 1 999, presenta la siguiente topología:

• Las Empresas Distribuidoras MILAGRO, EMELGUR (área de Milagro) yEMELRIOS se abastecen desde la Subestación Milagro 230/69 kV, quetiene una capacidad nominal del 67 MVA.

• Las Empresas Distribuidoras del área de Guayaquil (Emelec), EMELGUR(área de Pascuales), EMEPE y EMELORO se abastecen desde laSubestación Pascuales 230/138 kV, que tiene una capacidad de 375MVA. Esta última está interconectada a través de la línea Milagro-Machala a doble circuito, conectada en serie con la línea Pascuales-Milagro, que enlaza las subestaciones a nivel de 1 38 kV.

• Las subestaciones Pascuales y Salitral se enlazan a través de la líneaPascuales-Salitral de 1 38 kV.

• Debido a que el transformador 230/1 38 kV de la subestación Trinitariaaun se encuentra indisponible, el abastecimiento de la carga de laempresa Emelec ubicada en esta barra, se lo hace a través de la líneaPascuales-Trinitaria circuito 1, desde la subestación Pascuales.

DANNA QUÍROLAALMEIDA

KSCUELA POLITÉCNICA NACIONAL,FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III 53

En lo que se refiere a la zona norte del sistema, la topología es la siguiente:

• La subestación Selva Alegre que se enlazaba directamente a SantaRosa a través de la línea S.Rosa-S.AIegre de 138 kV doble circuito,ahora solamente lo hace a través de un circuito, interconectándoseademás a la subestación Espejo a través de la línea S.AIegre-Espejode 138 kV.

• La carga de la Empresa Distribuidora EEQSA. ubicada en laSubestación Espejo, se abastece desde la subestación Santa Rosa230/1 38 kV a través de la línea S.Rosa-Espejo.

Cabe anotar, además, que las capacidades de los transformadores de las

subestaciones Pascuales 230/138 kV, Milagro 230/69 kV y Salitral 138/69 kV,constituyen restricciones que deben ser controladas mediante el ingreso degeneración térmica localizada en las áreas de Pascuales, Salitral y Trinitaria, lo cual nopermite aprovechar óptimamente la generación hidroeléctrica de la central Pautedisponible durante el período lluvioso.

Sobre esta base, el análisis de estado estacionario se realiza mediante la corridade flujos de potencia (simulados en el paquete POWERWORLD), para condiciones dedemanda mínima, media y máxima, tomando como horas características: las 03:00horas, las 12:00 horas y las 19:00 horas, para cada una de las demandasrespectivamente. Dichos flujos permitirán establecer aspectos de interés tales como:

• Perfiles de voltaje en las barras del sistema.• Cargas de las líneas y transformadores del sistema de

transmisión.

• Generación de potencia reactiva de los generadores.• Posicionamiento de los Taps de los transformadores.• Estrategias para control de voltaje.• Ajustes en el Despacho Económico.• Operación de compensadores por condiciones de calidad de

voltaje.• Requerimientos de generación forzada.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL,FACULTAD DH INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. TU 54

3.2 Análisis de Reposicionamiento

3.2.1 Análisis en período de estiaje (octubre/99-marzo/2000)

A Diciembre de 1999, las características de los transformadores existentes enel Sistema Nacional Interconectado se indican en la tabla* 8.

Tabla # 8.- Características de los transformadores del Sistema Nacional Interconectado

NOMBRE DE LA

SUESTACION

Pascuales

Quevedo

Santa Rosa

Santo Domingo

Milagro

Totoras

Riobamba

Trinitaria

Vicentina

Ambato

Ibarra

Salitral

Santa Rosa

Esmeraldas

Portoviejo

Quevedo

Santo Domingo

Cuenca

Pascuales

Totoras

Loja

Máchala

Milagro

Posorja

Santa Elena

Policentro

Ibarra

Tulcán

Trinitaria

Molino

RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

230/138

230/138

230/138

230/138

230/69

230/138

230/69

230/138

138/46

138/69

138/34.5

138/69

138/46

138/46

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/69

138/230

TRANSFORMADOR

ATU

ATT

ATU

ATU

ATK

ATT

TRK

ATT

Ti y T2

ATI

TI

ATQ

TRN

MÓVIL

AA1

AA1

AA2

ATR (OSAKA)

TRR

ATR

ATQ

ATR (Ohio)

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATI y AT2

POSICIÓN DEL

TAP FIJO

5

5

5

3

4

4

3

3

4

3

B

D

B

4

5

1

1

3

3

5

3

E

N

3

5

2

4

4

B

2

4

3

2

RANGO TAP

FIJO [%}

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

LTC

NO

NO

NO

NO

NO

NO

SI

NO

NO

NO

SI

NO

SI

NO

SI

SI

SI

SI

SI

NO

NO

SI

NO

SI

SI

SI

SI

SI

SI

Sí

SI

SI

NO

RANGO

LTC

-

-

_

-

-

-

1 a33

-

-

-

1 a 33

-

-16 a 16

-

1 a 33

1 a 33

1 a 33

-16 a 16

-16 a 16

-

-

-8 a 8

-

-16a16

-16a 16

-16a 16

-16 a 16

-16 a 16

1 a33

1 a 33

-16a 16

1 a33

-

DANNA OtmOLA ALME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III 55

NOMBRE DE LA

SUESTACION

Pucará

Molino

Molino

G. Pascuales

C. G. Zevallos

C. G. Zevallos

Trinitaria

Daule Peripa

Electroquil

Electroquil

Electroquil

EPW S. Domingo

Santa Rosa

Cuangopolo

Esmeraldas

RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

13.8/138

13.8/138

13.8/230

13.8/69

13.8/69

13.8/69

13.8/138

13.8/138

13.8/69

13.8/69

13.8/138

13.8/230

13.8/138

6.6/138

13.8/138

TRANSFORMADOR

TI y T2

UNIDADES AB

UNIDADES C

TI

TV2 V TV3

TG4

TI

U3

TI (Ul)

T2 (U2)

T3(U3)yT4(U4)

TI

T1-T2-T3

TA y TB

MT1

POSICIÓN DEL

TAP FIJO

3

D

2

2

2

1

3

2

A

1

3

4

3

3

2

RANGO TAP

FIJO

-7.5 a 7.5

-2.5 a 7. 5

-2.5 a 7. 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

-5 a 5

LTC

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

RANGO"

LTC

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

En el Anexo # 2 se puede apreciar un resumen del comportamiento de losvoltajes de las barras del Sistema Nacional Interconectado, para el mes de Diciembrede 1999, en et cual se observa que, para las posiciones de los taps de lostransformadores indicadas en el cuadro anterior, los voltajes para ciertas barras seencuentran fuera de las bandas establecidas, mientras que en otras, a pesar deencontrarse dentro de los límites indicados en la Regulación correspondiente, ante unamínima variación de la demanda, están sujetos a exceder dichos límites. Basándose enesta observación de la operación del sistema, en el análisis del reposicionamiento detaps fijos, se contempla los puntos críticos del sistema en los cuales se degrada elperfil de voltaje con el cambio de hidrología, por lo tanto no son los taps de todos lostransformadores los que se analizan, ya que por ejemplo hay transformadores en losque las posiciones de los taps son independientes del período estacional, tal es el casode Quevedo. Totoras, etc. Con esta premisa, y una vez ubicados los puntos críticos, lostransformadores que serán analizados, se indican en la tabla # 9.

Tabla # 9.- Transformadores cuyo tap fijo será reposte fañado

NOMBRE DE LA SUBESTACIÓN

F*;MFRAI n¿^

SANTO DOMINGO

VIC ENTINA

PASCUALES

Mil AGRO

SALITRAL

RELACIÓN

I^S/fiQ V\l

138/S9 kV

138/46 kV

230/138 kV

730/69 kV

138/69 kV

Las características y posiciones de los taps en las que se encuentranactualmente, se muestran mucho más detalladas en el Anexo # 3.

Actualmente en el SNI, todos los LTC's se encuentran en operación manual.DANNA QUIROLA AIMEIDA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. ITT 56

En la tabla # 10 se puede observar las posiciones actuales y las propuestas enel análisis:

Tabla # i O.- Posiciones actuales y propuestas para los transfo ¡madores analizados

SUBESTACIÓN

ESMERALDAS

SANTO DOMINGO

VICENTINA

PASCUALES

MILAGRO

SALITRAL

RELACIÓN

138/69

138/69

138/46

230/138

230/69

138/69

POSICIÓN TAP

ACTUAL

5

5

4

5

4

4(0)

POSICIÓN TAP

PROPUESTA

4

4

3

4

3

3 (O

A continuación se exponen las razones y justificativos que sustentan el análisisdel reposicionamiento de los taps, para los 6 transformadores:

Transformador de Esmeraldas (AA I) y Santo Domingo (A TR)

El motivo del cambio de tap de la posición 5 (actual) a la 4 (recomendada), paralos dos transformadores, se debe a que en estación seca las empresas Termo-Esmeraldas, Emelesa y Emelsad ingresan en línea, además las barras de SantoDomingo presentan desviaciones de voltaje muy cercanas al -5% para la barra de 1 38kV, y al 3% para la barra de 69 kV.

Transformador de Vicentina (TI)

El motivo del cambio de tap del transformador de Vicentina de la posición 4(actual) a la 3 (recomendada), radica en que estas barras, en período lluvioso, seencuentran dentro del rango de regulación pero cercano al límite superior, además deque en período de hidrología seca, ingresa generación térmica de las unidades de:Cuangopolo, Luluncoto, Gualberto Hernández y Santa Rosa, lo que ocasiona un mayorincremento en los voltajes.

Transformadores de Pascuales (A TU) y Salitral (A JO)

El reposicionamiento de los taps fijos de las posiciones 5 (actual) a 4(recomendada) para el transformador de Pascuales; y de las posiciones 4 (actual) a 3(recomendada) para el transformador de Salitral, se basa en el ingreso de generacióntérmica de las Centrales de Electroecuador, Electroquil y Electroguayas en el área deGuayaquil, incrementando así la producción de reactivos en esta zona. Adicionalmentelas líneas principales del anillo de 230 kV como L/T Paute-Pascuales y Paute-Milagroen esta época se encuentran relativamente descargadas lo que se considera unainyección de reactivos por el transformador de la subestación Pascuales haciaGuayaquil.

DANNA QUJROLA ALMEIDA


1- ACUITAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. [II 57

Transformador de Milagro (A TK)

El motivo del reposicionamiento del tap del transformador de la posición 4(actual) a la 3 (recomendada), radica en que los niveles de voltaje de la barra de lasubestación Milagro 69 kV, a pesar de encontrarse dentro de los límites permitidos enla Regulación, ante una mínima variación de carga tiende a incumplir con dichoslímites, como se indica en el Anexo # 2.

En la tabla # 11 se muestran los resultados obtenidos en las simulaciones delos flujos de potencia, tanto con las posiciones actuales de los taps, como con lassugeridas:

Tabla # / /.- Voltajes (p.u.) obtenidos con taps fijos actuales y propuestos para el periodo de estiaje

SUBESTACIÓN

MILAC RO

MILAGRO

MILAGRO

BABAHOYO

BABA HOY O

S. DOMINGO

S.DOMINGO

S. DOMINGO

PASCUALES

PASCUALES

PASCUALES

MÁCHALA

MÁCHALA

PO LIC EN TRO

POLtCENTRO

SALITRAL

SALITRAL

S. ELENA

S. ELENA

TRINITARIA

TRINITARIA

KM ERA LOAS

ESMERALDAS

VICENTINA

VICENTINA

(BARRA

1 BARRA

OUEVEDO

QUEVEDO

QUEVEDO

PORTOV1EIO

PORTOVIEJO

NIVEL DE

VOLTAJE (kV)

;MO

138

69

138

69

230

138

69

230

138

69

138

69

13869

138

69

138

69

138

69

138

69

138

46

138

69

230

138

69

138

69

GENERACIÓN PAUTE

(MW / MVAR)

VOLTAJES (p.u.) [PERIODO DE ESTIAJE]

DEMANDA MÍNIMA ! DEMANDA MEDIA DEMANDA MÁXIMA

CON TAPS

ACTUALES

0.99

0.99

1.00

1.03

0.99

r 0.97

0.96

1.01

0.97

D.99

0.98

0.96

0.97

0.99

G.97

0.98

0.97

0.96

1.00

1.00

1.00

0.97

0.98

0.99

0.97

095

0.99

0.98

1.02

1.02

0.96

0.98

51 / -29.5

CON TAPS ; CON TAPS

PROPUESTOS ''- ACTUALES

1.01 | 1.00

0.99 '. 1 .00

1 .00 1 .01

1.02 1.02

0.98 1 .02

0.98 0.96

0.97 ¡ 0.96

0.99 ! 1.01

1.00 ' 0.99

0.99 i 1.01

0.98 i 0.99

0.96 ! 0.97

0.97 ! 0.99

0.99 Í 1.00

0.97 ! 0.99

099 • 1,00

0.97 i 1.00

0.96 I 1 .00

1 .00 i 0.99

1.00 1.01

1.00 1.00

0.98 : 1 .02

1.00 i 0.98

1.01 : 0.98

0.97 ¡ 0.96

0.95 ! 0.95

1 .00 i 0.99

1 .00 i 0.99

1.05 : 1.03

1.04 i 1.02

0.98 ! 0.98

1 .01 j 0.99

51 / -40.3 i 213 / -4.4

CON TAPS CON TAPS

PROPUESTOS ACTUALES

1 .01 0.99

1.00 1.02

1.00 1.00

1 .01 1 .001.00 0.98

0.97 0.95

0.97 0.98

0.99 1 .02

1 .00 0.99

1.01 1.02

0.99 0.98

0.96 0.98

0.99 0.99

1.00 1.01

0.9B 0.98

1.00 1.01

0.99 1 .02

1.00 0.99

0.99 1.00

1 .00 1 .02

1 .00 0.99

1.02 1.05

1 .00 0.97

0.99 0.97

0.96 0.96

0.95 0.95

1 .00 0.98

1 .00 0.99

1 .04 1 .03

1.03 1.02

0.99 0.92

1 .00 1 .00

213/-14.7 584/98.1

CON TAPS

PROPUESTOS

1.01

1.01

0.99

0.98

0.97

0.96

0.99

1.01

1.00

1.02

0.98

0.93

0.98

1.01

0.98

1.02

1.01

0.9S

1.00

1.02

0.99

1.06

1.00

0.93

0.95

0.95

1.00

1.00

1.04

1.03

0.94

1.01

584/67.5

Análisis de resultados


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III 58

Con el cambio de tap en el transformador de Milagro (4 a 3), losvoltajes en la barra Milagro 230 kV, aumentan para las tresdemandas; no así en las barras Milagro 1 38 kV y Milagro 69 kV, enlas que los voltajes disminuyen, ocasionando con esto que, enespecial la barra de 69 kV cumpla con la banda permitida, puesésta tendía a elevarse con respecto al límite permisible, ante unapequeña variación de la demanda.Como consecuencia de la disminución en el voltaje de la barraMilagro 69 kV, los voltajes en las barras de Babahoyo de 1 38 kV y69 kV, aunque se mantienen dentro del ±3% permitido,disminuyen como era de esperarse, pues dichas barras dependendirectamente de los niveles de voltaje que observe la subestaciónMilagro.Con el cambio de tap en el transformador de Santo Domingo (5 a4), en demanda media, se observa que los voltajes en las barras de1 38 kV y 230 kV de esta subestación, se mantienen, mientras queen demandas mínima y máxima, dichos voltajes se incrementan.Por otro lado los voltajes en la barra Santo Domingo de 69 kV,disminuyen como es lógico, pero a pesar de esto no incumplen conlas bandas permitidas.Con el cambio de tap (5 a 4) en el transformador de la subestaciónPascuales, los voltajes en las barras de algunas subestaciones quedependen directamente de la misma, tales como: Policentro,Máchala, Trinitaria, etc., disminuyen, pero manteniéndose dentrodel ±5% (para 138 kV y 230 kV) y ±3% (menores a 138 kV)permitido.El reposicionamiento del tap de Pascuales, permite además mejorarel voltaje en la barra de la subestación Quevedo 230 kV, situaciónque conlleva a un incremento en los voltajes de la subestaciónPortoviejo, tanto en la barra de 1 38 kV, como en la de 69 kV.Con los taps colocados en las posiciones sugeridas, en demandasmedia y mínima, aumenta la absorción de reactivos en Paute,mientras que en demanda máxima, disminuye la entrega depotencia reactiva, lo que en período de estiaje es recomendable,pues en vista de las características de operación del sistema y dehidrología en las cuencas hidrográficas orientales del país, elobjetivo que se persigue, es optimizar el flujo de reactivos desdePaute.

DANNA QUIROJA AIMWDA

ESCIIELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. III 59

Como resultado de la observación de los voltajes en las barras de las empresasdistribuidoras Regional Sur y Centro sur, se tiene que la barra de 138 kV de Cuencapresenta voltajes con desviaciones por defecto mucho menores al -3% permitido,alcanzando desviaciones que varían en un rango de -3.1% a -3.9% con respecto alvoltaje nominal; de igual forma, en la barra de 69 kV de la S/E Cuenca, los voltajes sonmuy bajos, conllevado esto a que en la S/E Loja también se deterioren los voltajes. Poresta razón, y con la finalidad de mejorar las condiciones de calidad de servicio endichas subestaciones, se analiza el reposicionamiento de los taps de lostransformadores de la subestación Molino. Las características y posiciones de los tapsdel transformador en las que se encuentran actualmente, se detallan en el Anexo # 3.Las posiciones alternativas que se consideran se indican en la tabla # 1 2.

Tabla # 12.- Posiciones actuales y propuestas para los transfo¡madores de la subestación Molino

TRANSFORMADOR

MOLINO ATI

MOLINO AT2

PAUTE FASE AB

U1 /U2/U3/U4/U5

PAUTE FASE C

U1/U2/U3/U4/U5

RELACIÓN

230/138

230/138

13.8/138

13.8/230

POSICIÓN TAP

ACTUAL

4 (0.975)

4 (0.975)

D (1.000)

2 (1.025)

PROPUESTA

1

4 (0.975)

4 (0.975)

C (1.025)

2 (1.025)

PROPUESTA

2

3 (1.000)

3 (1.000)

C (1.025)

3 (1.025)

Los resultados obtenidos en las simulaciones se indican en la tabla # 1 3.

Tabla # 13.- Voltajes (p.u.) obtenidos con el cambio de taps fijos en los transformadores de Molino

SUBESTACIÓN

PAIITF

Mil AHRO

PA<U~MAI F<;niiÉVfnn<; nnuiwrn<; RÍ"J<;ATOTORAL

RIORAMRA

riiFNrArilFM-A

miAIOIA

GENERACIÓNr A r-r un

GENERACIÓN

GENERACIÓN

NIVEL DE

VOLTAJE (kV)

?3n?^n?in?in?^n7*0?in?^n

13R

fiq

1 38

fiQ

MW

MVAR

MW

MVAR

MW

MVAR

VOLTAJES (p.u.)

DEMANDA

MÁXIMA

TAP

S

AC

TU

ALE

S

1.03

1.01

1.00

1.00

1.01

0.96

099

1.00

0980.97

095

1.02

484.0

58.0

100.0

91

584.0

67.1

PRO

PUES

TA

1

1.03

1,011.00

1.01

1,020.99

1.01

1.02

1.00

1.00

1.02

1.00

484.0

91.7

100.0

-6.5

584.0

85.2

PR

OP

UE

STA

2

1,02

1.00

0.99

1.00

1.010.98

1.01

1.01

1.011.00

1.02

1.01

4S4.0

579

100.0

9.6

584.067.4

DEMANDA

MEDIA

iTA

PS

AC

TUA

LES

1.03

1.011.00

1.001.010.97

1.00

1.01

0.990.990.9S

1 00

,_ 13.0

-1.1

200.0-13.B

213.0

-14.9

PRO

PUES

TA

1

1.03

1.01

1.00

1.00

1.01

0.97

1.00

1.01

0.99

0.990.99

1.00

13.0

16.9

200.0-22 1

213.0

-5.2

PRO

PUES

TA

2

1.02

1.011.00

1.001.01

0.97

100

1.01

1.00

0.99

0.99

1.01

13.0

2.0200.0-7.fi

213.0

-5.8

DEMANDA

MÍNIMA

TA

PS

AC

TU

AL

ES

1.03

1.01

1.00

1.00

1.01

0.93

1.01

1.02

1.00

1.00

1.02

1.00

51.0

-40.4

0.0

O.Q

51.0

-40.4

PRO

PUES

TA

1

1-03

1.011.00

1.011.020.99

1.01

1.02

100

1.00

1.02

1.00

51.0

-26.1

0.0

0.0

57.0

-26.1

PRO

PUES

TA

2

1.02

1.000.99

1.00

1.01

0.98

1.01

1.01

1.01

1.00

1.02

1.01

51.0

-35.7

0.0

0.0

51.0

-35.7

DANNÁ OUIROLA ALMEIDA


FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. ÍII 60


• En demanda máxima, con la alternativa #2, se requiere menorcantidad de reactivos desde Paute, que con la alternativa #1, (67.4MVAR Y 85.2 MVAR respectivamente).

• Aunque en demanda mínima, con la propuesta #2 se absorbe unamayor cantidad de potencia reactiva, en demanda media se puedeoptimizar la cantidad de reactivos que aporta la Fase AB, como laque absorbe la Fase C.

• Para las tres demandas, la propuesta #2 presenta mejores voltajesque la propuesta #1 para la barra de Cuenca 138 kV, mientras quepara la barra Cuenca 69 kV, las dos propuestas presentan losmismos resultados.

• Aunque para la subestación de Loja 138 kV, las dos propuestaspresentan los mismos valores, con la alternativa #2 se obtienenmejores voltajes en la barra Loja 69 kV.

• De las dos propuestas de reposicionamiento de los taps de Molino,se puede observar que la alternativa #2 (tap Fase AB - 1.025, tapATI y AT2 - 1.000 y tap Fase C = 1.025), no solamente mejora lascondiciones de voltaje en las subestaciones de Cuenca y Loja, sinoque permite mejorar también los voltajes a nivel del anillo de 230kV, lo cual redunda en mejores voltajes en todo el sistema,especialmente en demanda máxima; además esta propuestapermite optimizar la absorción o entrega de reactivos desde Paute,lo que es recomendable en período de estiaje.

• Siendo Paute, una central con un aporte importante de potenciaactiva y reactiva en el sistema, el cambio de tap sugerido en esteanálisis se lo efectúo en horas de demanda mínima, de manera quepor uno de los transformadores (ATI) pase toda la potenciareactiva necesaria, mientras se cambiaba el tap del otrotransformador (AT2) y viceversa. La alternativa adicional, que seconsideró fue aislar del sistema en demanda mínima, las zonas deCuenca y Loja, abasteciéndolas solamente desde la Fase AB,mientras que la Fase C proporcionaba los requerimientos dereactivos del sistema momentáneamente, mientras duraba elcambio.



FACETAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP III 61

3.2.2 Análisis en período lluvioso (abril/2000 - septiembre/2000)

Con el propósito de minimizar la generación forzada que ingresa en la zonanorte del sistema nacional interconectado, se analiza el cambio de tap de lostransformadores de la subestación Vicentina 1 38/46 kV. Previamente se ha revisadolos niveles de voltaje que presenta la zona norte del SNI, en el período de demandamáxima, comprendido entre las 19:00 y 21:00, observándose que el voltaje en lassubestaciones Vicentina 46 kV y Santa Rosa 46 kV, están alrededor de 46 kV cuandoactúa la generación forzada de TERMOPICH1NCHA Central Cuangopolo con 4 o 5unidades (20 o 25 MW). El análisis toma como referencia los parámetros del día12/04/2000, que fue el de mayor demanda durante la semana, además para lassimulaciones no se considera la operación de uno de los compensadores de SantaRosa, puesto que éste se encuentra en mantenimiento. Los flujos de potenciacorrespondientes constan en el ANEXO # 4.

En la tabla* 14 se presentan los resultados obtenidos:

Tabla # 14.- Voltajes (p.u.) obtenidos con el cambio de taps fijos en los transformadores de la S/E Vicentina

SUBESTACIÓN

MOLINO

MILAGRO

PASCUALES

QUEVEDO

S.DOMINGO

S.ROSA

TOTORAS

RIOBAMBA

AMBATO

PUCARÁ

MULALO

VICENTINA

S.ROSA

S.DOMINCO

ESMERALDAS

1 BARRA

1 BARRA

VICENTINA

MÓVIL

TRAPO

IBARRA

NIVEL DE

VOLTAJE (kV)

230

230

230

230

230

230

230

230

138

138

138

138

138

138

138

138

69

46

46

46

34.5

VOLTAJES (p.u.)

DEMANDA

MÍNIMA

Tap 3

1.012

0.983

0.969

0.981

0.988

0.987

1.004

1.009

1.008

1.012

1.008

1.019

1.029

1.012

1.004

1.024

0.998

1.000

1.025

1.001

1.001

Tap 4

1.012

0.983

0.969

0.981

0.988

0.987

1.004

1.009

1.008

1.012

1.008

1.019

1.029

1.012

1.004

1.025

0.999

1.028

1.025

1.001

0.995

DEMANDA DEMANDA

MEDIA MÁXIMA

Tap 3

1.037

0.991

0.974

0.985

0.989

0.978

1.005

1.014

1.022

1.030

1.014

1.006

1.015

1.015

0.999

1.023

0.999

0.979

1.013

0.997

0.997

Tap - 4 Tap = 3

1.037 : 1.047

0.991 0.998

0.974 0.979

0.985 : 0.995

0.989 0.988

0.977 0.975

1.005 1.000

1.014 1.009

1.022 1.013

1.029 1.016

1.014 1.002

1.005 1.002

1.015 1.015

1.015 1.010

0.999 0.975

1.022 1.010

0.998 1 .000

1.004 0.981

1.012 1.027

0.997 1.003

0.996 1 .002

Tap= 4

1.047

0.997

0.977

0.992

0.980

0.964

0.992

1.002

1.008

1.010

0.992

0.985

1.002

1.001

0.966

0.992

1.001

0.989

1.014

1.002

1.004

DANNA QUIROLA AÍMFJDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL,

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAP. 111 62


• Para las tres demandas típicas, el cambio de tap de la posición 3 ala posición 4, refleja una mejoría en el voltaje de la barra de 46 kVde la S/E Vicentina, como se muestra en el cuadro anterior.

• En la zona de Ibarra, tanto para la barra de 69 kV, como para labarra de 34.5, los voltajes aunque varían, se mantienen dentro delas bandas establecidas.

• Para las barras de 230 kV y 138 kV, el cambio de tap pasaprácticamente inadvertido, tanto en demanda mínima, como endemanda media. En cambio, para demanda máxima, los voltajes enlas barras del anillo de 230 kV de las regiones sur y occidental delSistema Nacional Interconectado disminuyen, a pesar de que estasvariaciones, no incurren en incumplimientos de las bandaspermitidas.

• La razón de la disminución en los voltajes de las barrasmencionadas en el literal anterior, es que el cambio de tap implicaun mayor requerimiento de reactivos desde Paute hacia la zonanorte del país, tal es así que con en tap fijo en la posición 3, elflujo de potencia reactiva es 8.5 MVAR, mientras que con el tap enla posición 4, el requerimiento de reactivos se eleva a 1 8.8 MVAR.

• En demanda máxima, con el cambio de tap, no es necesaria elingreso de la generación forzada de la Central Guangopolo, con locual se optimiza la operación de generación térmica en la zonanorte del país.

DANNÁ OUIROLA AIME¡DA


CAP. III 63

3.3.- Análisis de Factores de Potencia de Distribuidores en el MEM

Debido a que la calidad de servicio de voltaje está estrechamente relacionadacon el factor de potencia, a continuación se presenta un análisis de la operación delsistema nacional interconectado, considerando tanto los factores de potencia quepresentan actualmente las empresas distribuidoras, como los que deberían cumplir deacuerdo con la regulación vigente, esto es un fp = 0,95 mínimo para demanda media ymáxima hasta Agosto/00, y, posteriormente un fp = Ü.98.

Para el análisis, se consideró para cada empresa distribuidora, el factor depotencia que presenta por barra de interconexión con el sistema. Para aquellosDistribuidores que tienen más de un alimentador en una misma barra del Sistema deTransmisión, el factor de potencia se evalúa en forma global y no individualmente encada alimentador, un ejemplo de este caso lo presenta la Empresa Eléctrica Quito.

Sobre la base de la estadística existente, en el análisis se toma como referenciael mes de julio del 2000 para e! período lluvioso, y e! mes de enero del 2000 para elperíodo de estiaje, además se distinguen tanto los días laborables, como los fines desemana, esto debido a que los primeros presentan diariamente tres demandas típicasque son: base, media y máxima; mientras que los días Sábados y Domingos, secaracterizan por tener solamente demanda base y demanda máxima, de acuerdo a lodefinido en el Reglamento de Tarifas.

En la tabla # 15 para el período lluvioso (julio del 2000), se muestra undiagnóstico de! comportamiento del sistema en cuanto a factores de potencia porempresa distribuidora:

Tabla # 15.- Factores de potencia por banda horaria y por barra de interconexión de los Agentes

Distribuidores (pías Laborables)

EMPRESA

DEE-AMBATO

PUNTO

AMBATO

TOTORAS

DEE-BOLIVAR ¡BOLÍVAR

DEE-COTOPAXl

DEE-ESMERALDAS

DEE-LOS RÍOS

DEE-MANABI

DEE-MILAGRO

DEE-QUITO

DEE-CENTRG SUK

DEE-REOIQNAL SUR

MULALO

ESMERALDAS

LOS RÍOS

MANABI

MILAGRO

V1+V2

S f P i T i M

GUANGOPOLO

CUENCA

IX>JA

PROMEDIO

DIARIO

0.954

0.970

O.SSO

0.909

0.958

0999

0.977

0.947

0970

0.962

0.997

0.9 5 80.9K 1

DEMANDA

BASE

MÍNIMO

0.946

0.97*n OST

0,877

0.950

1 OrtO

0.97Ü

0.946

PROMEDIO

0.955

0.9SOi\p 1

O.S9S

0960

1 0000.976

0.953

0.978 J 0.987

0962

1.0000.967

0.980

0.96R

1.000

0.975

0.988

DEMANDA

MEDIA

MÍNIMO

O.'Uí

0.94o

O.K2V

0 S » > l

ÍJ . 'M-I

O.'J'ííí

U. '174

o.y;i:í) ')* 1

0 « M *

l . i i W

f).*Í2n

ii.9r.ic

PROMEDIO

O.iMfc

(.'.'-'r-'"

"X510 Í0> '

f t £ J 5 0

f .000

>,*.'} :'xÍ.I.9ÍK

ff '3^^

( t 9 5 4

t ,000

• t y4íi

V.9>>

n,í*m

DEMANDA

MÁXIMA

MINTMO

0963

0.974

0.905

0924

0.956

0.993

0.973

0.944

0.954

0,950

0.97o

0.961

0.973

nuiTtni /

PROKÍRDIO

0.967

0.977

0911

0.949

0.970

0.997

0.976

0.954

0.962

0965

0.987

0.966

0.979

,if\,ftrrn,i


FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A

CAP. III 64

DEE-EL ORO

DEERTORAMBA

DEE &. ELENA

DEE-S. DOMINGO

DEE-EMELEC

MÁCHALA

1UORAMBA

EHELENA

;>QSORJA

i DOMfNCfO

1+B

VER+CER

POLI

TR-GUTR-PR

DA+VG+TO+CDG

Q1+Q2

EME,

TUI.CAÍC

IB34fIB6

MÍNIMO

MÁXIMO

LJÍ.926

L 0,952

f 0.935

1' 0.979

0.966

0.92,1

0,9-49

í 0.986

0.9121 0.899

| 0.912"

1 0,902

1 0.91 Í| 0.991

0.906

0.9180.9310.930

0.959

0.906 |

0.934 ]

0.977

0.879

0.894

0.904

0.893

0.836

0.999

O.S36

1.000

0.924

'""" 0.935

0.936

0.984

0.9710.9130.9410.984

0.897

0.902

0.9170.906

0.890

1.000

O í » ! 2ti>lí>n »J \1

O.'Ml

O.' í l^

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0 SKK

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U 9N !' "

Ü.9J4

0,945

0.9.39

0.978

0.974

0.926

0.950

0.983

0.907

0.896

0.9100.902

0.929

0.992

0.896

0.993

0.938

0.970

0.942

0,980

0.976

0.93-4

09í>2

0.986

0.936

0.9160.935

(í.'í ) 00.960

0,995

Tabla #16.- Factores de potencia por banda horaria y por barra de interconexión de los AgentesDistribuidores (Fines de semana)

1 EMPRESA

1 DEE-AMBATO

1

| DBE-ROIJVAR

| DEE-COTOPAXI

DEE-ESMERALDAS

DEE-LOS RKJS

DEE-MANABI

DEE-MÍLAGRO

DEE-QUITO

DEE-CENTRO StfR

DKK-REGTONAI. SUR

DEE-EL ORO

DEE RIOBAMBA

DEE S. ELENA

DEE-S. DOMINGO

DEH*EMEI.KC

DEE-EMELGUR

[ _.,,,_,.,™™,, „

DEE-EMELNORTE,i,_^_f,,

PUNTO

AMBÁTO"

TOTORAS

BOLÍVAR

MULALO

PROMEDIO

DIARIO

0.966

0.900

0.949

ESMERALDAS j [ 0.963

LOS RÍOS

MANABI

V1+V2

S i P f T ' M™__™_™

CUENCA

LOÍA

MÁCHALA

RIOBAMBA ]

SELENA

JS DOMINGO

A+B

VERiCER

POLI

TR-GUTR-PR

Q1+Q2

EMtt j

TÍTT .CAN I

IB34^IB6 ~\O ' T~

MAXÍMO "1J

1 .000

0.981

0.957

O.Ü72~~~I

0.966

0.970

0.990

0.936

0.962

0.941

' 0.996

0.97.1

0.922

0.956

0,984

~ 6.889

0.894

0.923

0.913

0.960

LOOO

DEMANDA

BASE

MÍNIMO

0.944

0.865

0.912

0.949

LOOO

0.973

0~948

0.967

0.946

" 1.0000.952

0.984

0.919

0.913

0.931

0.959

0.899

0.946

0.809

0.881

0.906

0.900

0.899

1.000

O.S09

1.000

PROMEDIO

0.965

0.8910.943

0.963

0.982

0.957

0.976

0.964

1.000

L °-970

0.993

0.934

0.958

0.939

0.9710.9190.954

0.880

0.890 "

0.9190.9110.954

1.000

DEMANDA

MÁXIMA

NflNHvíO PROMEDIO

™9Ó8 ' 01)75

0.966

0.922

0.954

0963

0,999

0.976

0.956

0,953

0.970

0.96!

0.976

0.939

0.950

0.986

0.912

0.957

0.973

0.8*8

0.88íF~l

0.932

0.903

0.977

0.996

0.9710.937

0.9710 9651.0000.978

0.959

0.957

0974

~™Tooo "0.970 1

0.983 1

0.946 1

0 9780.048 j

_„__

0.93 1í> 962

0.981'

0.9210.9120.940

0923

O.'>81

0.9Í)ÍÍ J

0.8 S8 j

i.ooo 1



CAP. III 65

Para obtener los dates de las oolurmas de las tablas # 15 y 16, en primer lugar

se calcularon los factores de potencia que presentaron los Distribuidores durante el

mes de julio de! 2000, posteriormente para todo el mes y para cada una de las

demandas se determinaron los factores de potencia mensuales, tanto m'nirrD, corro

promedio. Con esta aclaración, en las tablas # 15 y 16, se pueden apreciar que los

factores de potencia que actualmente observan la mejoría de los Distribuidores,

presentan un gran desvío con relación a los factores de potencia establecidos en la

Regulación, principalmente en días laborables. En vista de esto, se realizó un cálculo

del máxin-D desvío de reactivos que presenta cada distribuidor, con respecto a la

potencia reactiva necesaria para currpl i r con el fp establecido. Los resultados se

presentan en la tabla* 17.

Tabla # 17.- Máximo desvío de reactivos (MVAR) de Agentes Distribuidores considerando fp = 0.95

EMPRESA

DEE-AMBATO

DKK-BOTJVAR

DEE^COTOPATCI

DEE-ESMERALDASDbE-LOM RÍOS

DEE-MAKABIDEE-MIIAGRO

DEE-QUITO

DEE-CENTRO SUR

DEE-REGIONAL SURDEE-EL ORO

DEE RIOBAMBA

DF.E S. El .ENA

DEE-S.DOMINÍJO

DKE-KMELEC

UfcE-EMELGÜR

DfcE-EMEI-NORTF.

PUNTO

AMBATO

TOTORAS

BOLÍVAR

MULALOESMERALDAS

LOS RÍOS

MANABI

MILAGRO

VI -W2

S+P+-T+-M

CfUANGOPOLO

CUENCA

LOJA

MÁCHALA

R10BAMBA

SELENAPOSORJA

S DOMINGO

A-B __jVER+OKR

"POLI ™TR-GU TR'PR

DA+VG+TOK7ÍXÍ

QKQ2

EMIL

TULCAN

IB34+IB6

MAX.DKSVIO

'" i1

SÁBADO

1 0.00o.oo

í -0.420.00-2.1(1

| 0.001 o.oo1 -7.08

OJOÍJO.ÍK)

, 0.000.00-3.350.00

1 -0.950.00

\0I -12.78

0.000.00-9.95

| -8.51-2.62-2.46-0.13

1 -0.50

DEMANDA MEDIA Y MÁXIMADOM1NOO LUNKS TM.^R^rES T MIÉRCOLES

0.000.00-0.57-0.13 _,0.00-2.100.000.00

0.000.000.000.00-2.18 ^0.00-0.76-0.040.00

-13.14 ^

~o!oo-12.33-7.96 ]-1.71-1.65-0.36-1.40 ,

J_ -12.78 J -13.14

1

"^6T|-L4~-\32~T~4M

i -4.16 L-3.53-2.69-2.300.00-2.39

£££—0.00-5.830.00

-0.96-1.700.00-2.97

_____

0.00-7.500.00

f" -4.32 -5.63

1 -°-39 L--°-49-2.70 | -2.080.00 { -0.56-0.84

-13.24-0.750.00

-11.15-9.70

-13.49-4.06-0.990.00

-0.91-21.43

~~OO(T™-10.72-10.60-3.82-3.79-0.990.00

-0.82-1.72-1.29-3.22-1.69-1.100.00-2.63-1.24-1.900.00-4.170.00-5.26-0.49-2.550.00-1.64-16.75-1.390.00

-11.37-9.87-3.72-4.39-0.960.00

JUEVES VIERNES

______

-1 15

-3.37-2.26-1.900.00-2.25-1850.000.00-4.480.00-5.52-0.52-1.74-0.23-0.98-17.45-1.700.00-9.06 i-10.51-3.95-3.99-1.060.00

-1.12 "-1.25-3.07-0.76-1.700.00-1.96-3.500.000.00-6.330.00-4.83-0.42-1.850.00-1.11-18.09-1.040.00

-10.76-10.45-3.79-4.05-1.460.00

-13.49 [ -21.43 1 -16.75 | -17.45 ] -18.09

Los desvíos de reactivos diarios totales, tanto para período lluvioso (julio del

2000), corno para el de estiaje (enero de 200Q), por cada día de la semana son:

| PERIODO LLUVIOSO

PERIODO ESTIAJE

TOTAL

TOTAL

í" SÁBADO

í 51.50

| 3 2 . 4 S

DOMINGO ] LUNES

51.58 I 87.23

35.7K 1 63,76

MAHTES

89.55

78.34

MIÉRCOLES

78.18

73.88

JUEVES

76.07

75.45

V1BRNBS

78.21

74.47

DANNA QUIROLA ALMÜIDA

ESCUELA POLITKCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAP. !!í 66

Para demanda media y máxima si se considera fp = 0.98, los resultados de!cálculo máximo de desvío de reactivos, se presentan en la tabla # 1 8.

Tabla # Í8.- desvío de reactivos (MVAR) por barra de interconexión de Agentes Distribuidores

consideicsndG fp - G.9S

EMPRESA

DEMANDA MEDIA Y MÁXIMA

SÁBADO j DOMINGO ! LUNES j MARTES j MERCÓLES VIERNES

Los desvíos de reactivos diarios totales, tanto para período lluvioso (julio de!2000), como para e! período de estiaje (enero de! 2000), por cada día de !a semanason:

SÁBADO

168.99

138.74

DOMINGO j LUNES

168.25 215.49

153.ÍÍ8 1 188.97

KfARTFS

228.71

206.59

MIÉRCOLES

215.12

206.57

JUEVES

212.89

215.22

VIERNES j

211.68 [

210.49 j

DANNA QU1R.QLA ALAÍEIDA


CAP. III 67

Para demanda base, los resultados del cálculo máximo de desvío de reactivos,se presentan en la tabla # 19.

Tabla #19.- Máxsn o desvío de reactivos (M VAR) por barra de interconexión de Agentes Distribuidores

EMPRESA

DEE-AMBATO

DEE-B OLIVAR

DEE-COTOPAXI

DEE-ESMERALD AS

DEE-LOS RÍOS

DEE-MANABI

DEE-MILAGRO

DEE-QUITO

DEE-C ENTRO SUR

DEE-REG1ONAL SUR

DEE-EL ORO

DEERJOBAMBA

DEE S. ELENA

DEE-S. DOMINGO

DEE-EMELEC

DEE-EMELGUR

DEE-EMELNORTE

PUNTO

AMBATO

TOTORAS

BOLÍVAR

MULALO

ESMERALDAS

LOS RÍOS

MANAB1

MILAGRO

V1+V2

S(P<T+M

ÜUANGOPOLO

CUENCA

LOJA

MÁCHALA

RIGBAMBA

SÜLENA

PG&ORJA

S DOMINGO

A+B

VER+OER

POLI

TR-GUTR-PR

DA+VG+TO+CDG

QVQ2

EMIL

TULOAN

D3344QJ6

MAX DESVIO

DEMANDA BASF.

SÁBADO

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

-3.60

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

U. 00

0.00

0.00

0.00

0.00

-1 70

•1? _

DOMINGO

0.00

LUNES MARTES

j

0.00 0.00

0.00 _J 0.00 J 0.00

0.00

0.00

0.00

-4.80

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

-0.30

0.00

0.00

0.00 i

0.00

0.00 .

0.00

0.00

0.00

0.00

-1.90

1 V-4.»

0.00

0.00

0.00

-4.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

h a??-10.00

-0.800.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

o.oo"™1

0.00

-4.60

000

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00 J 0.00o.ou0.00

0.00

0.00

0.00

-1.90

1 _4 "•* , ,

0.00

0.00

0.000.00

0.00

-1.20

— ££—

MIÉRCOLES

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

-3.40

000

0.00

0.00

0.00

O.Ofl

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.000.00

O.OÜ

0.00O.OÜ

0.00

-1.20

JUEVES

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

-3.80

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.000.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

-0.80

VIERNES

40.00

000

0.00

0.00

0.00

-4.00

0.00

0.00

000

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

O.OÜ

0.000.00

0.00O.OÜ

0.00

0.00

0.00

0.00

-0.80

-3.4 | -3.8 | -4

Los desvíos de reactivos diarios totales, tanto para período lluvioso (julio del2000), como para el período de estiaje (enero del 2000), por cada día de la semanason:

PERIODO LLUVIOSO

PERIODO ESTIA1E

TOTAL

TOTAL

SÁBADO

5.3

7.5

DOMINGO

7

8.2

U ÍNHS

6.7

4.7

MARTES ! MIERCOTJ-S

5.8 i 4.6

5.7 7.2

TUS VES

4.6

6.4

VIERNES

4.8

4

DANNA ÜUIRÜLA ALMWDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACUI ,TA¡) DF INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAP. III 68

Adicionalmente, con la finalidad de ver si es procedente o no, que los agentesdistribuidores observen un factor de potencia igual a 1 para todas las demandas, secalculó el déficit de reactivos que presentan los distribuidores considerando fp = 1.Los resultados para demanda media y máxima se muestran en la tabla # 20.

Tabla # 20.- Máximo desvío de reactivos (MVAR) por barra de interconexión de Agentes Distribuidoresconsiderando fp=í

EMPRESA PUNTO

LDEE-AMBATO

DEE-B OLIVAR

DEE-COTOPAXl

DEE-ESMERALDAÜ

AMBATO

TOTORASBOLÍVAR

MULALG

ESMERALDAS

DEE-LOS RJOS J LOS RÍOS

DEE-MANABI

DEE-NULAtatO

DEE-QUITO

DEE-CENTRO SUR

DEE-REG1ONAL SUR

DEE-EL ORO

DEfc, RJOBAMBA

DEF S. ELENA

DEE-S. DOMINGO

DEE-EMELEC

DEE-EMELGUR

DEE-EMELNORTE

MANABI

MILAGRO

V1+V2

S+I»-T+M

GUAN GOPOLO

CUENCA

LOIA

MÁCHALA

RJOBAMBA

SELENA

POSORJA

S DOMINGO

A+B

VER+CER

POLI

TR-GU TR-PR

DA+VOTO(CDG

QHQ2

EME.

TULCAN

m^UBó

MAX. DESVIO

DEMANDA MEDIA Y MÁXIMA

SÁBADO

-4.5U

-8.40

^~ -3.4Ü

-5.90

-12.30

-3.40

| -25. SO

-16.30

-41.20

-70.00

0.00

-27.10

-8.00

-23.50

-7.10

-10.10

-2.90

-8.30-6820

-12.70

-15.70-37.90

-26.80

-12.2Ü

-8.30

-2.90

-3.40

IXiMiNCiO

-4.20

-9.ÍÜ

-3.40

-5.30

-12.20

-5.20

-24.70

-15.20

-37.40

-73.10

000

-25.10

LUNES

-5.50

-10.60

-.1.40

-10.50

-12.10

-2.90

MARTES

-5.40

-11.20

-3.40

-10.20

-13.40

-4.00

-27.70 ] -28.60

-16.30 n -16.90

-39.40 i -39.00

-71.90 -85.10

-2. SO

-29.10

-3.00

-30.90

-6.80 -S.20 j -10.00

-22.10

-6.20

-10.10

-3.00

-8.00

-60.40

-14.00

-16.30

-23.90 -24.40

U "n-80 LJ^±?-10.00 ^Tíosb-2.30 ^ -3.30

-9.70

-74,40

-18.50

-19.30

-40.10 I -36.00

-25.60 | -26.30

-9.90-85.20

-19.30

-17.80

-38.00

-27.60

-11.30 j -19.80 | -13.20

-7.60

-2.50

-10,50 ,

"-3 .00

-11.00

-3.00

-3.40 ¡ -5.00 Í -6.00

M1ERCX1LKS

-5.40

-10.80

-3.30

-9.10

-12.60

-3.60

-30.50

-17.70

-40.70

-80.20

-3. 1 0

-30.90 "

-7.90

-25.30

-7.70

-10.70

-3.20

-10.30

-79.10

-20.30

-17.20

-36.60

-26.80

-12.40

-11.30

-3.30

-6.80

JUÜVES

-5.50

-10.90

-3.40

-8.60

-12.00

-2.50

-29.20

-16.00

-42.00

-77.60

-2.90

-31.20

-7.50

-25.30

-7.60

-10.70

-2.60

-9.70-79. SO

-20.30

-16.60

-15.50

-27.60

-12.80

-10.30

-3.20

-6.70

VIERNES

-5.00

-10.40

-3.50

-8.10

-12.50

-2.90

-26.50

-16.30

-44.30

-75.50

-2.60

-29.30

-7.70

-24.50

-7.00

-10.90

-2. 30

-1030

-7R.90

-18.30

-14.90

-35.20

-28.60

-13.00

-10.1Ü

-3.30

-6.60

| -70.00 1 -73.10 ] -74.40 | -85.20 | -X0.20 | -79.80 [ -78.90

Los desvíos de reactivos diarios totales, tanto para período lluvioso Oulio del2000), como para el período de estiaje (enero del 2000), por cada día de la semanason:

PERIODO LLUVIOSO

PERIODO ESTL4JE

TOTAL

TOTAL

j SÁBADO

| 466.30

[ 391.20

DOMINGO 1 LUNES

452.30 510.90

436.60 [ 494.20

MARTES

538.50

515.10

MIÉRCOLES

526.80

531.90

JUEV'ES

518.00

536.90

VERMES

50S.SO

522.80

De las tablas # 1 7,1 8, 19 y 20 se pueden obtener las siguientes observaciones:

DANNA OU1ROLA ALMbJOA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI. CAP, líl 69FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Tanto para fp = 0.95 como para fp = 0,98, los mayores requerimientosde compensación reactiva de los Distribuidores se presentan durante losmeses del período lluvioso en las cuencas hidrográficas orientales.

En horas de demanda base, es el agente transmisor e! que deberá asumirlos costos variables de la operación de los compensadores sincrónicos,pues cas: todos los distribuidores cumplen con sus responsabilidadesrelacionadas con el factor de potencia, con excepción de las EmpresasEléctricas Emelnorte y Emelríos, que presentan factores de potenciacapacitivos, lo cua! afecta la calidad de voltaje, pues en demanda base losvoltajes son altos, y con la característica que presentan las mencionadasempresas, se elevan innecesariamente los voltajes en algunos puntos delsistema.

En horas de demanda media y máxima, son los distribuidores quienesincumplen con el factor de potencia, por lo que es evidente que son ellosquienes deben asumir los costos variables de los compensadoressincrónicos.

Si los agentes distribuidores tuvieren que cumplir con el fp - 0.98, sedebe destacar que el máximo requerimiento de reactivos, tanto para e!período lluvioso (alrededor de 230 MVAR), como para el período deestiaje (alrededor de 215 MVAR), excede el máximo aporte de potenciareactiva de los compensadores sincrónicos de Termopichincha (SantaRosa) y Ecuapower (Santa Elena y Santo Domingo), cuya disponibilidadtotal suma alrededor de 150 MVAR, debiendo señalarse, además, queesta disponibilidad de reactivos está presente de forma localizadaúnicamente en tres puntos de! sistema.

Si los distribuidores tuvieren que cumplir con fp = 1, el mayor déficit dereactivos, igualmente se presenta durante el período lluvioso,requiriéndose alrededor de 540 MVAR, valor que supera enormemente losaproximadamente 150 MVAR que pueden aportar actualmente loscompensadores sincrónicos existentes en e! sistema.

El hecho de que los distribuidores cumplan con un fp - 1, implica queellos suplan toda la demanda reactiva de la zona que tienen en concesión,con su propio equipamiento de compensación reactiva, conllevando estoa que el sistema presente un considerable margen de reactivosdisponible, que permita hacer frente a las contingencias repentinas quese dieran en el SNI.

ÜANNA OUIRÜiA A/AÍÍÜÜA


CAP III 70

Una vez establéeselos los desvíos de reactivos, se corrieron flujos de potencia ene! simulador Povverworld, suponiendo que todos los distribuidores cumplen tanto confp - 0.95, como con fp = 0.98. Los niveles de voltaje obtenidos se muestran en eltabla # 21.

Tabla # 21.- Voltajes (p.u.) obten idos con factores de potencia corregidosPERIODO LLUVIOSO - DEMANDA MÁXIMA (Voltajes en p.u.)

SUBESTACIÓN

.MIL A ORÓPASCUALESPALTrOUEVEDORIOBAMBAS DOMINGOS. RUSATOTORASTRINITARIAAMBATOCUENCAHIDRONACIONESMERALDASGUANGOPOLOffiARRALATACUNGA

"Lo JAMÁCHALAMILAGROPASCUALES

E PAUTEPOLICENTROPORTOVffijOPOSORJA

. PUCARÁQUE VEDOS. DOMINGOS. ELENAS. ROSASALITRALTOTORASTRLiSTTARIATULCANVICENTINA

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VOLTAJEJ k V ]

230230230230230230230230230138138138138138138

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u™ 1381381381381381386969696969696969696969696969690969696969464635

REAL

0.97,.Q.96. _

1.050.980.990.960.940.980.961.001.021.05

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0.980.961.050.9-R0990.960.940.9R0,96LOO1.021 .05094

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0.981.030.980.980.970.981.010.980.940.950.991.0 10.990.991 .001,00LOOLOO1.021.00LOOLOO1.020.991.00LOO0.991.001.001.000.99

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BI.ESCON íp - 0.98

0.990.97¡.050.99Ü.9"0.970.950.980.971.011.031.050.960"970.970.980.971.011 .051.011.051.000.961 .00 1o.w1.030.990.980.99LOO1.010.980.960.971 .001.021.021.00LOO1 .001.00LOO.04.00.00,00"".03.00

1.011.00.02

1 011.001.001 000.951.00

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LOO t 1 .00


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. 1IÍFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

En la tabla # 21 se puede apreciar que si los agentes distribuidorescumplieren con el factor de potencia establecido en forma transitoria enla Regulación, así como con el que estará vigente a partir de Septiembredel 2000, los voltajes experimentan una considerable mejoría,ubicándose todos dentro de las bandas establecidas.

Cuando los generadores empiezan a incrementar su aporte de potenciareactiva como respuesta al incremento de carga en horas de demandamáxima, en algunos casos es muy difícil modificar y mejorar el perfil devoltaje del sistema, pues muchos generadores, de acuerdo a sus curvasde capabilidad están operando muy cerca de sus límites. Esta situaciónconstituye un motivo importante para que los distribuidores cumplan consus responsabilidades relacionadas con el factor de potencia, pues a másde mejorar notablemente la calidad de servicio de voltaje en todo elSistema Nacional Interconectado, permiten mantener disponible un mayormargen de potencia reactiva, lo cual vuelve al sistema, más confiable yprevisorio en caso de presentarse contingencias.

Si los agentes distribuidores cumplen con el fp - 0.98, se pueden aliviarlas restricciones que presentan las capacidades de losautotransformadores de Pascuales, Salitral y Milagro, con 375, 150 y 167MVA respectivamente, lo que conllevaría a dos situaciones: la primera,reducir el peligro de disparo de los transformadores por sobrecarga, y lasegunda, suplir la demanda de la región sur del país con generación máseconómica, pues se reduciría la operación de generación forzada decentrales térmicas para control de flujo por los trafos, optimizando deesta forma, todo el potencial que se puede obtener desde Paute,especialmente en período lluvioso.

Tanto para el fp = 0.95, como para fp = 0.98, si se implementan losvalores de reactivos sugeridos en este análisis, a más de brindar unareserva localizada de potencia reactiva, los generadores no requeriríantrabajar cerca de sus límites de generación de reactivos, lo cual brindaríaal sistema mayor estabilidad en estado estacionario, y mayordisponibilidad de reserva de generación reactiva, para hacer frente a laposible salida de servicio, o indisponibilidad de volúmenes considerablesde generación.

Además, por otro lado, si se mejoran los factores de potencia de lascargas de las empresas distribuidoras, se podría despachar un mayorvolumen de potencia activa.

DANNA QU1RQLA ALMFJDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. III 72FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

3.4 Evaluación de Incumplimientos de Factores de Potencia

A continuación se detalla la metodología que se emplea en la liquidación de losincumplimientos por parte de los agentes del MEM, en lo que se refiere a factores depotencia:

4 Ya que en el análisis anterior se determinó que el mayor requerimientode reactivos se presenta en el período lluvioso, para este período, enprimer lugar, se determinan los compensadores sincrónicos queoperarán en el sistema.

* Sobre la base de la declaración de los costos fijos y variablespresentados por los agentes propietarios de los compensadoressincrónicos, y de la evaluación por parte del CENACE de la informaciónpresentada, se establecen las magnitudes de potencia y energía reactivaque será remunerada, determinándose además los montos que seránpagados.

4 Sobre la base de la estadística existente, se establecen las magnitudes detransferencia de potencia horaria, tanto activa como reactiva, y con esto,los factores de potencia de cada uno de los agentes distribuidores,considerando tas barras de interconexión con el sistema de transmisión.

4 Se establecen como factores de potencia referenciales para todos losAgentes Distribuidores, los siguientes valores: 0.95 inductivo parademandas media y máxima, y menor a 1.00 inductivo para horas dedemanda base.

* Fijado el factor de potencia, se calcula los desvíos de reactivos horariospara demanda media y máxima. Para demanda de base se define comoincumplimiento de reactivos a aquellos agentes que presentan factoresde potencia capacitivos.

* Si no se presentan incumplimientos de los distribuidores en demandabase, los costos de operación de los compensadores sincrónicos se losasigna totalmente al agente transmisor.

* Los desvíos de reactivos que se presentan en demanda media y máxima,los asumen los agentes Distribuidores en forma proporcional a susincumplimientos.

4 Determinada la proporción de la generación de reactivos totales quecada agente debe asumir, se obtienen los montos a ser pagados porcada uno de ellos, multiplicándolos por los costos fijos y variablesdefinidos para los compensadores sincrónicos que operaron.

DANNA QUIROLA ALMEIDÁ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELKCTRICA

CAP. JH 73

A continuación se detalla numéricamente el procedimiento expuesto anteriormentepara el mes de julio de! 2000.

• En la tabla # 22 se presentan los costos fijos y variables para los compensadoressincrónicos de Termopichincha y Ecuapower (Santa Elena y Santo Domingo):

Tabla # 22.- Costos fijos y variables de los compensadores sincrónicos de Termopichincha y Ecuapower

UNIDADES

Santa Rosa

Ecuapower

TOTAL

PAGOSFIJOSfUSS]

16,937.39

38,874.88

55,812.27

PAGOS VARIABLES[US$|

D. BASE

6,196.74

9,001.57

15,198.31

D. MEDIAY MÁXIMA

22,734.60

37,636.17

60,370.77

% DE PARTICIPACIÓN

I>. BASE

40.77

59.23

100

D. MEDIAY MÁXIMA

37.66

62.34

100

TOTAL[USS]

45,868.73

$5,5 12.62

131,381.35

Distribución de cobros (costos fijos y variables) a los agentes Distribuidores (tabla#23):

labia # 23.- Distribución de cobros a los Distfibuidores

EMPRESA

AMBATO

AZOGUES

BOLÍVAR

COTOPAXr .

ESMERALDAS

I, OS RÍOS

MANABI

MILAGRO

QUITO

CENTRO SUR

REGIONAL SUR

El. ORO

RIOBAMBA

STA. ELENA

S 10, DOMINGO

EMELnc

ELMELGUR

EMELNORTE

TOTAL

DEMANDA BASE

DF.SVIOSQ

|kVARh|

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

{)0

0

0

0

0

0

-45,600

-45,600

%

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

000

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0,00

0.00

100.0

100

DEMANDA MEDIAY MÁXIMA

DESVÍOSQ

|kVARh|

-16,849

-28,011

-237,039

-446,082

-67,216

-17,738

0

-560,730

-21,767

-920,280

-2,016

-1,327,123

-37,194

-401,435

-45,296

-6,168,967

-5,738,141

-120,176

-16,156,060

%

0.10

0.17

1.47

2.76

0.42

0.11

0.00

347

0.13

5.70

0.01

8.21

0.23

2.48

0.28

38.18

35.52

0.74

100

COSTOSVARIABLES

USD

62.96

104.67

885.75

1,66689

251,17

06.28

-

2,095.29

81.34

3,438.84

7.33

4,959.09

138.99

1,500.05

1 69.26

23,051.74

21,441.86

449.07

60.370.78

ENERGÍADEMANDADA

KWh

22,220,210

353 14,662

3,500,594

13,280,720

19,803,569

15,825,710

53,458.199

25,556,180

183,620,642

41,149,595

11,982,654

31,162,850

14,711,696

18,887,886

17,874,418

238,268.039

59,935,963

23,432,849

797,986,436

COSTOFIJO

USD

1,554.11

231.83

244.84

928.87

1,385.09

1,106.87

3,738.94

1.787.43

12,842.68

2,878.06

83K.08

2,179.57

1,028.96

1,321.04

1,250.16

16,664.79

4,192.00

1,638.93

55,812.25

TOTALPAGO

USD

1,617.07

336.50

1.130.59

2.595.76

1,636.26

1,173.15

3,738.94

3,882.72

12,924.02

6,316.90

845.61

7,138.66

1.167.95

2,821-09

1.419.42

39,716.53

25.633.86

2,088.00

116,183.03

DANNA OUIROÍA AIMKIDA

ESCULLA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAP. üí 74

Pago de costos fijos y variables por parte de Transelectric y los Distribuidores

(tabla #24):

Tabla # 24.- Pagos de costos fijos y variables por pane de Transelectric y los Distribuidores

TRANSELECTRIC

AGENTES DISTRIBUIDORES

C FIJO[US$]

-

55, XI 2.27

TOTAL | 55,812.27

C VARIABLE[USti]

15,19831

60,370.77

75,569.08

COBRO TOTAL_[USS]_

15,198.31

116,183.04

1. i 1381 35

% DE APORTE

11.57

8843

10G.GO

En las tablas # 22, 23 y 24, se puede apreciar que:

• El máximo porcentaje de desvíos de reactivos, con relación al desvíomensual tota!, lo presentan las empresas distribuidoras de Emelec yEmelgur, con 38.18%y 35.52% respectivamente.

• Tomando en cuenta la totalidad de energía activa demandada por todas

las empresas durante el mes, se calculan los porcentajes de participación

de cada una de ellas, valores que al ser multiplicados por el costo fijo

total de operación de los compensadores sincrónicos, reflejan el pagoque tienen que aportar cada uno de los agentes distribuidores.

• Para la determinación de los costos variables de los compensadoressincrónicos, se distinguen dichos valores para demanda base y para

demanda media y máxima, debido a que, como se estableció en elsubcapítulo anterior, en demanda base es el agente transmisor el que

debe asumir dichos costos, mientras que en demanda media y máxima,son los distribuidores los que asumen los mismos.

• La empresa distribuidora Emelnorte, a diferencia de. las demás empresas,

presenta desvíos de reactivos en demanda base, debido a que presentaen este período, valores de factores de potencia capacitivos.

• Considerando el factor de potencia fijado transitoriamente (fp = 0.95), laempresa distribuidora Emelmanabí no presenta desvíos de reactivos ni endemanda base ni en demanda máxima, razón por la cual solamenteasume el pago de los costos fijos de los compensadores, en función de la

energía activa que demandó del sistema en el período en análisis.• Del total del pago que por costos de operación de los compensadores

sincrónicos, deben responsabilizarse los agentes, son los distribuidores

los que presentan el mayor porcentaje, con respecto a Transelectric, conporcentajes de 88.43% y 11.57% respectivamente.

DANNA QUIROLA AIMKIDA


CAP. IÍÍ 75

3.5 Pago de Incumplimientos vs. Inversión en Equipamiento de Compensación

Reactiva

En la tabla # 25 se establece una comparación entre el rubro que pagan losagentes Distribuidores por incumplimiento de factores de potencia, versus el montoque tendrían que invertir en equipamiento de compensación reactiva para evitar dichosincumplimientos. Cabe anotar que, el equipamiento de compensación reactiva (bancosde capacitores) se cotiza sobre la base del número de kVAR necesarios a un precio deUS$ 20/kVAR, con esto la inversión necesaria es la siguiente:

Tabla # 25.~ Pago de Incumplimientos vs. Inversión en equipos de compensación reactiva

EMPRESA

AMBATO

BOLÍVAR

COTOPAXI

ESMERALDAS

LOS RÍOS

MANABI

MILAGRO

QUITO

CENTRO SUR

REGIONAL SUR

FLORO

RIOBAMBA

STA. ELENA

STO. DOMINGO

EMELEC

ELMELGUR

EMELNORTE

DEMANDAMEDIA YMÁXIMA

MAX.DDEQMI

[MV

Jp-0.95

-2.54

-2

-4.16

-2.69

-2.3

0

-2.97

-7.08

-7.5

0

-5.63

-0 <<T

-2.7

-1.64

-33.34

-27.25

-1.76

ESV10SiNSIJALAR1

fp-G.PS

-7.26

-2

-6.58

-6.14

-5.2

-6.15

-7.6?

-48.87

-14.76

-3.44

-11.82

-4.75

-6.03

-4.65

-73.15

-37.39

-3.24

A = INVERSIÓNTOTAL[USD]

íp— 0.95 íp-G.9S

joôo.íHí•HüKtUH!

JíX2(fÜ,W

}.VXO(í.fíO

•t6.OUO.OU

¡¿,00

Mí.4íKUm

14I.«XU>0

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E f . t X i

¡12. 600.00

10.40ÍUJO

5-4,ooaix>J2.SÍKUW

fc(.í»,KtHI.(W

545,000.00

\;.2tx).(w

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-4Ü,¡H>Ü,00

IM.i'OO.W

l í í . K í H i O Í J

K.M.ÍííiO.0'.}

12^,000.00

!>.?,-: :*JHM.K}

977,400.00

2 ' J \ 2 l W M t í l

ttíi.íiGO.Otí

216,4.00.00

'íMKtíl.íKí

1 20.f-OO.Un

í>.ÛOC*.Otí

l^ói.i. 'ÍK'OO

'•!?>;«' oo64 KOO.rW

B - TOTALPAGOUSD

1,617.07

1.130.59

2,595,76

1,636.26

1,173.15

3.733.94

3.887.72

12.924.02

6,316.90

845.61

7,138.66

1,167.95

2,821.09

IA 19.42

39,716.53

25,633.86

2,088.00

A / B

fp-0.95 fp-G.98

31

35

32

33

39

0

15

11

24

0

16

o

19

23

17

21

17

90

35

51

75

X9

33

39

76

47

81

33

81

43

66

37

29

31

AÑOSRECUPERACIÓN

INVliRSION

fp-0.93

3

3

3

3

3

0

1

1

£,

0

II

2

2

1

2

1

íp— 0.98

8

3

4

6

7

3

3

6

4

7

3

7

4

6

3

'2

3

La comparación establecida solamente considera el monto que deberíainvertirse en la adquisición de los capacitores, y no toma en cuenta la inversión en elequipo de patio necesario para su implementación, el mismo que representa un valoraproximado de US$ 160.000 y que consta de: 2 seccionadores, 1 interruptor y untablero de control.

DANNÁ ÜUmOLA ALME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. III 76FACULTAD DL, INCÍKNIERÍA ELÉCTRICA

Observaciones:

• En el cuadro anterior, para el cálculo de la inversión necesaria, se tomaronlos máximos desvíos de reactivos que presentaron las empresasdistribuidoras para el mes de julio del 2000, con respecto, tanto al factor depotencia fp = 0.95, como al factor de potencia fp = 0.98*.

• Para los dos factores de potencia considerados, si se establece una relaciónentre el monto a ser invertido y el pago total (costos fijos + costos variablesde los compensadores sincrónicos) en los que se incurren porincumplimiento (columna A/B), se puede observar que la inversión necesariasupera considerablemente el pago que deben aportar los agentesdistribuidores.

• Sin embargo, se evidencia que la inversión se recuperaría en un lapso de 1 -3años, si fp=0.95; y de 2-8 años si el fp-0.98. Así por ejemplo: para lasempresa distribuidora Emelec, que es la que presenta el mayor porcentaje departicipación de desvíos con respecto a la totalidad, para fp^0.95 y fp=0.98,la inversión podría recuperarse en un lapso de aproximadamente 1 y 3 años,respectivamente.

• Para las empresas distribuidoras de Manabí y Regional Sur, si se considera fp- 0.95, en vista de que no presentan desviaciones de reactivos en demandasmedia y máxima, solamente deben asumir los costos fijos de loscompensadores sincrónicos; no así, si se considera fp = 0.98, pues dichasempresas presentan desvíos que incurren en el pago de incumplimientos.

• Siendo las empresas distribuidoras de Emelec y Emelgur, las que inciden enmayor porcentaje en el total de los desvíos de reactivos, es mucho másconveniente para las mismas considerar la inversión en equipamiento decompensación reactiva, pues el tiempo de recuperación del capital es muchomenor que para aquellas empresas que presentan bajos porcentajes departicipación en el desvío total de reactivos, tal es el caso de las empresasAmbato, Los Ríos y Santo Domingo entre otras.

• Si a más de la inversión en los capacitores, se toma en cuenta la que serequiere para el equipo de patio, el tiempo de recuperación del capitalinvertido en equipamiento de compensación reactiva se incrementa muchomás con respecto al que se calculó en el cuadro anterior.

' Tablas ff 17 y 18— DANNA QUIROIA Al M El DA


CAP. 111 77

3.6 índices de Calidad de Voltaje

Con la finalidad de establecer un parámetro de referencia para analizarlos incumplimientos de los agentes en cuanto a la calidad de servicio de voltajes,a continuación se desarrolla un análisis de las desviaciones que presentan lasbarras del Sistema Nacional Interconectado, con respecto a las bandas permitidasen la regulación.

Para este propósito, se implemento una aplicación computacional,mediante la cual se puede obtener un índice de calidad de voltaje, el mismo quedistingue tres categorías: el primero para las barras de 230 kV, el segundo paralas barras de 1 38 kV y el tercero para las barras menores a 1 38 kV.

Para el cálculo de este índice de calidad, se determinan primeramente enla tabla # 26, ei número de desvíos horarios de voltaje con respecto a las bandasestablecidas en la Regulación, que presentan todas las barras del sistema, en unperíodo comprendido entre los meses de abril de 1 999, mes en el cual entró enfuncionamiento el Mercado Eléctrico Mayorista, hasta el mes de julio del 2000.

Tabla # 26.- Número de desviaciones de voltaje con respecto a las bandas permitidas para barras

de 230 k V, J38 k V, y menores a 138kV.

NUMERO DE DESVIACIONESCON RESPECTO A LA BANDA

BARRAS [ BARRAS j BARRASDE DE MENORES

:iow i w k v 1 A iwtv

1999

Abril

MayoJimio

_Mio___

AgostoSeptiembre

OctubreNoviembre

Diciembre

___ 330__

241

179200

822 | 435

618

580

724

, 228 j 49464127

u. 14-~-J

45

2000

EneroFebrero

Marzo

Abril

MavoJunio

Julio

26

„__.

44

95

34 j

68

429

632

264

252

633439306

: 230146

185

17978

# .horas, fuera banda.\

n.hoBARRAS

DE230 kV

Ü.Ü49ÜÜ.034Ó

0.0266

ras. periodo"BARRAS""

DEnsw

*# barrasBARRAS

MENORESA M R k V

0.04220.0307~1

0.0298

0.0287 0.0360

0.03270.0095

0.0182

0.0021

0.0065

PROMEDIO I 0.0231

L 119

79

225

.161

18470

93

34

1 l2

^ «3 " 1

_-™5¿L™72132

PROMEDIO

0.0037

._JM)Q720.0046

JU1Ü65

0.0136

0.02450.0220

00314

0.0136

0.0125

0.0242

0.0341

0.0244

0.0165

0.01240.0081

0.0100

0.0100

0.0042

0.0270

0.0059

0.00420.0112

0.01850.0091

0.0050 | 0.00360.0098 1 0.0046

0.0072 0.0082

0.0160

0.0018

0.0007

0.0034

0.0033

0.00390.0007

0.000 1

Ü.002Ü


CAP. III 78

Para una mejor visualización, en las figuras 3.1, 3.2 y 3.3, se presentan iosresultados obtenidos en la tabla # 26.

003 •S 0025 •3 0 02 •

0,005 •

0 •

ÍNDICES DE CALIDAD DE VOLTAJE

^"•+* \.

X / \ \ \ \

. y •*.— —1 2 3 * 5 6 7 0 4 1 0 I I 1 2

NUMERO -MES

1— *- BARRAS: DE 1 38 kV (ARO-»VB— &ARRAS DC 1 58 hV (ANO-ftOOOl

Fig. 3.1'.- índices de calidad de voltaje de barras de 138 kV


s~\ \ *\

N^^ *

" *~ " "V

1 i 3 4 5 ft T 3 í tú 1t 12

W.MERO-MCÍ

f— *— *»P***H«lW*'*t*mta'»tA*tt»-J**J — •— MWtAIMt»OI«*»1S*Irt(***»*»*«*> |

Índices de calidad de voltaje de barras menores a / 38 kV

1

0 -


/"\ V /-x^*~~ \— --— — -*" "* " \_x

2 3 4 5 6- 7 8 * 10 11 12

NUMERO -MES

1 — «— 6&RRA3 OE fi30 IV [AflC-9 -*- E ARFA5 DE 230 kV (*J^CH20JOj

Fig. 33.- índices de voltaje de barras de 230 kV

DANNA QU1KOM ALMEÍÜA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. IÍÍ 79FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

En la tabla # 27 y en las figuras 3.1 a 3.3 se puede apreciar que:

• E! mayor número de desviaciones horarias con respecto a la bandapermitida, para las barras de 230, 138 y menores a 1 38 kV, se presentadurante los meses del período lluvioso, tanto para el año 1999: 330, 822y 633 respectivamente, como para el año 2000 (95, 361 y 72respectivamente).

• Para las tres categorías, el mayor número de desviaciones se presenta enlas barras de 138 kV, con un valor de 822 horas con voltajes fuera del±5% permitido en la Regulación.

• A medida que ha ido evolucionando el MEM, el número de desviacionesha ido descendiendo considerablemente, especialmente en las barras convoltajes menores a 138 kV, las cuales presentan un valor de 822desviaciones en el mes de abril de 1999, y un valor de 2 desviaciones enel mes de julio del 2000.

Con la información detallada en la tabla # 26, la fórmula a utilizarse es:

__ ,fwní^r i i n #.horas juera.de.la.banda 1ÍNDICE = 1 - max< O,- - Meta ;>

( # .horas.de 1. período*^ .barras J(63)

Donde:

# de horas fuera de la banda: representa el total de desviaciones horariascon respecto a los valores permitidos.

# de horas del período: representa el número total de medicioneshorarias en de cada mes, incluida las 1 9:30horas, en la que se presenta el picomáximo de la demanda.

# de barras: representa el número total de barras según el nivel devoltaje. Para las barras de 230, 138 ymenores a 1 38 kV, este dato es (9, 24 y 26respectivamente).

Las metas se determinan inicialmente como el promedio total de la relación entreel número de horas con voltajes fuera de las bandas, el número de horas del período yel número de barras (dato A en la tabla # 26), registrado para el período abril de 1 999hasta julio del 2000 y son las siguientes:

METAS * PROMEDIO GLOUAL {ABRIL 99 J U L U V Q O ) j _ J ^ 0.016_£^\_0.0187_ 0.0099

DANNA QUIROLA AIME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AL CAP. íil 80FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Sobre la base de la información anterior, y aplicando la ecuación (63), seestablecen los índices de calidad de voltaje para cada uno de los niveles mencionados.El control del cumplimiento de los parámetros de calidad de suministro eléctrico, se loefectúa en función de cuan cerca estén dichos índices de la unidad.

Cabe anotar que las metas establecidas pueden ir variando (disminuyendo), enfunción de que a futuro las acciones que se tomen para mejorar la calidad de serviciode voltaje, permita disminuir el número de desvíos horarios de voltaje con respecto alas bandas permitidas, y por ende plantear metas más ambiciosas y exigentes.

OANNÁ OUIROLAAÍMÜIDA

CAPITULO IV

PROPUESTA DE PROCEDIMIENTOSDE DESPACHO Y OPERACIÓN

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. IV 81FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

4.1 La Potencia Reactiva en Mercados Eléctricos Competitivos

Previo al establecimiento de las propuestas de calidad de servicio de voltaje, seha considerado importante establecer cómo se administra la potencia reactiva en elMercado Eléctrico Mayorista y hacer una comparación con el de otros países reguladosbajo un esquema similar al vigente en el sistema ecuatoriano.

La provisión de potencia reactiva constituye, como se explicó en capítulosanteriores, un soporte vital para mantener los voltajes de un sistema eléctrico depotencia dentro de rangos preestablecidos, los mismos que involucran factores decalidad, seguridad del servicio y estabilidad del sistema. Basándose en este criterio, enlos nuevos modelos de mercados eléctricos, se han desarrollado los llamados servicioscomplementarios, que es la denominación que reciben todos aquellos productos queson necesarios para suministrar energía eléctrica en condiciones de calidad yseguridad adecuadas. Entre dichos servicios se encuentran: servicios de protección,servicios de control de potencia reactiva, servicios de compensación de pérdidas, etc.A continuación se realiza un análisis del tratamiento que se da a la potencia reactiva enalgunos mercados eléctricos.

Mercado Eléctrico Argentino

Los servicios complementarios los ofrecen principalmente los generadores yson los siguientes: control primario de frecuencia, control secundario de frecuencia,arranque en negro, control de voltaje y despacho de potencia reactiva. Para establecerresponsabilidades, se determina los límites físicos de influencia de cada agente,definidos como los puntos de interconexión con el sistema troncal. Lasresponsabilidades que los agentes deben contemplar, son las siguientes:

• Cada generador debe enviar al Organismo Encargado del Despacho(OED- CAMESA) una copia de la curva de capacidad P-Q nominal decada una de sus unidades generadoras.

• Cada generador se compromete a entregar en forma permanente hastael 90% del límite de reactivos de su curva de capacidad, y en formatransitoria, se comprometen a entregar el 100% de su capacidaddurante 20 minutos en forma continua.

• El sistema de transmisión debe mantener la tensión dentro del rangoque especifica el OED para las barras de su red: ± 3% en barras de 500kV y ± 5% en barras de 220 y 132 kV. Para ello, deben poner adisposición del MEM todos tos recursos que disponen para el controlde tensión y suministro de potencia reactiva, incluyendocompensadores sincrónicos, estáticos y la reserva necesaria.



• El sistema de transmisión puede acordar con los distribuidores ygrandes usuarios los factores de potencia límite para las horas depunta, valle y otras, teniendo en cuenta la optimización de la gestióndel sistema eléctrico.

• Los consumidores (distribuidores o grandes usuarios), se debencomprometer a mantener factores de potencia límite en sus puntos deinterconexión con ei sistema de transmisión, pero en caso de no llegara un acuerdo, los valores tolerados son: en horas de valle 1.00 omenor inductivo y en horas de punta y media 0.95 inductivo ocapacitivo.

• Los Generadores, Transportistas, Distribuidores Troncales,Distribuidores y Grandes Usuarios deben informar cualquiermodificación a sus condiciones comprometidas de suministro dereactivos. Si en la operación real se detectara incumplimiento, y elagente no hubiera informado la correspondiente indisponibilidad, serápenalizado por todas las horas del período estacional.

Para establecer las sanciones se consideran dos conceptos: el primero es uncargo de reactivo que se aplica cuando los incumplimientos se pueden preverestacionalmente, son informados, y no se deben a una indisponibilidad transitoria deun equipamiento; y, el segundo es una penalización que se aplica cuando losincumplimientos no son informados, o son transitorios.

Por ejemplo, para los Generadores, si la indisponibilidad de reactivos fueinformada en la programación estacional (limitación protongada), deberán abonar uncargo fijo igual al costo de operación y mantenimiento del equipo de reemplazodurante las horas en servicio o en reserva fría del período estacional. Si dichaindisponibilidad, fue informada en la programación semanal o diaria (limitacióntransitoria) deberá abonar una penalización igual a diez veces el costo de operación ymantenimiento del equipo de reemplazo durante las horas indisponibles. Por otrolado, si el generador no informó la indisponibilidad, deberá abonar la penalizaciónmencionada durante todas las horas en servicio o en reserva fría del períodoestacional. Este mismo procedimiento se emplea para las penalizaciones a losDistribuidores.

Para los Transportistas el incumplimiento de sus compromisos, es penalizadoen 20 veces la remuneración horaria en concepto de conexión por punto de entrega(estación de transformación) durante las horas de incumplimiento o del períodoestacional, dependiendo de si informó o no en la programación semanal o diaria,respectivamente. [1 3]



Mercado Eléctrico Australiano

En este mercado, los servicios complementarios pueden ser ofrecidos porcualquier participante del mercado eléctrico, y su adquisición se la hace a través decontratos bilaterales de duración entre uno y tres años con los proveedores de losmencionados servicios.

Entre los servicios complementarios que se ofrecen, se tienen los siguientes:control de frecuencia, control de estabilidad, control de carga en la red, arranque ennegro y control de voltaje. Dentro de éste ultimo, existen distintos requerimientos,como: potencia reactiva para la peor condición de operación; potencia reactiva para lascondiciones actuales de operación; esquemas para controlar voltaje en condiciones deemergencia y regulación de voltaje en los transformadores. La remuneración de estosservicios se divide en: pago por disponibilidad, pago por oportunidad y pago por usoefectivo. Además se define una base de reembolso, que consiste en identificar alintegrante del sistema eléctrico que se ve beneficiado con la existencia de cadarequerimiento de servicio complementario y se cuantifica porcentualmente el beneficiorespecto al total de los beneficiados. De esta forma se determina cuales son losagentes del mercado que deben retribuir al operador del sistema por la existencia deestos servicios. [14]

Mercado Eléctrico Inglés

Los servicios complementarios que se ofrecen en el mercado eléctrico inglésson: suministro de reactivos, regulación de frecuencia, margen de operación yarranque en negro. Dichos servicios se dividen en tres categorías:

• La primera, comprende los servicios auxiliares obligatorios, dentro dela cual se ubica el suministro de reactivos,

• La segunda, comprende los servicios auxiliares necesarios, tales comocapacidad para un arranque en negro, y,

• La tercera, que es una categoría abierta para otros servicios.

Para tener una idea más clara, en Inglaterra y Gales, por ejemplo, las unidadesgeneradoras con una capacidad sobre los 50 MW están obligadas a tener unacapacidad para regular su voltaje con un rango de 0.85 en atraso y 0.95 en adelanto,el cual esencialmente define un mínimo requerimiento de potencia reactiva Q porunidad generadora por cada MW de salida. La obligación de las compañías generadorasde mantener un mínimo de reactivos es considerada un servicio auxiliar. En estospaíses las transacciones de reactivos se hacen directamente entre los que brindan elservicio y los que se benefician del mismo. [11 ]

DANNA QUIROLA ALME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI, CAP. IV 84FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

MprrnHn Flprtrirn rhilenn

En el mercado chileno, el sistema eléctrico está integrado por: generadores,transmisores, distribuidores y consumidores finales, y aunque todos en conjunto sonresponsables de preservar la calidad del servicio, esta responsabilidad se divideprincipalmente entre los productores y los consumidores, basándose en algunosfactores tales como: el tamaño y la naturaleza de la carga.

Es común que los consumidores, sean éstos el consumidor final o las empresasdistribuidoras, asuman la responsabilidad de corregir el factor de potencia. En Chilelos precios de nodo son recargados en forma adicional con un 1% por cada 0.01 enque el factor de potencia medio mensual sea inferior a 0.93. Por otro lado, laregulación de voltaje está generalmente en manos de los suministradores.

Una característica de este mercado, es que debido a la falta de incentivoseconómicos, no existe, por parte de las empresas, interés alguno en proveer losservicios auxiliares como tales, pues consideran solamente el beneficio de los serviciosprimarios. Debido a esto, la autoridad tampoco se ha interesado en legislar alrespecto, sino que ha dejado la provisión de los servicios auxiliares a cargo de losorganismos que realizan el despacho, los cuales los definen a partir del parqueexistente. [1 1]

Flpctri,cp Ecuatoriano

En el caso ecuatoriano, no se cuenta con un mercado de servicioscomplementarios como tal, siendo la provisión de los mismos, responsabilidad detodos los Agentes que conforman el mercado eléctrico mayorista.

A continuación se realiza una descripción en detalle, de la metodología aplicadaen el mercado eléctrico ecuatoriano relacionada con las transacciones de potenciareactiva [8], cuya normativa fue emitida por el CONELEC mediante la Regulación No.009/99, cuyo objetivo es establecer los procedimientos para el cumplimiento de lasnormas de calidad sobre el Control de Voltaje y Potencia Reactiva, por parte de losagentes del MEM, tanto en condiciones normales, como de emergencia. En dicharegulación, cuya vigencia es temporal por doce meses y en el Articulo 28 delReglamento de Funcionamiento del MEM, se establece que todos los Agentes del MEMson responsables por el control deí flujo de potencia reactiva en sus puntos deintercambio con el MEM, y, además, que el CENACE verificará el cumplimiento de lacalidad del servicio, basándose en el equipamiento para suministrar potencia reactivadeclarado por los generadores, transmisor, distribuidores y grandes consumidores.

DANNA QUIROL/l ALME1DA

ESCIJKI .A POLITÉCNICA NACIONAL CAP. IV 85FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

RESPONSABILIDADES DE LOS AGENTES DEL MEM

a.l Generadores

• Entregar reactivos hasta el 95% del límite de potencia reactiva(inductiva o capacitiva), conforme la Curva P-Q o Curva de Capabitidadentregada al CENACE.

• En forma temporal, entregar el 100% de reactivos, en períodos dehasta 30 minutos, con intervalos que permitan mantener lastemperaturas normales de operación del generador.

• Efectuar el ajuste de los taps de transformadores de serviciosauxiliares.

• Mantener el voltaje en barras en los niveles que le solicite el CENACE.• Informar si sus generadores pueden operar como compensadores

sincrónicos; y, en caso contrario, la potencia activa mínima (kW) con laque pueden operar en forma continua, con la finalidad exclusiva desuministrar reactivos.

a.2 Transmisor

• Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones,con variaciones no mayores al voltaje nominal: ± 5% para 230 y 138kV; ± 3% para 69, 46 y 34.5 kV.

• Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro depotencia reactiva que pone a disposición del MEM (compensadoressincrónicos, estáticos, reactores, capacitores, etc.).

• Señalar el listado de nodos del S.N.I. y períodos donde no puedacumplir con el control de voltaje y potencia reactiva.

a.3 Distribuidores y Grandes Consumidores

• Los Distribuidores y Grandes Consumidores deben comprometer encada uno de sus puntos de interconexión con el transportista u otrosAgentes del MEM, un factor de potencia dentro de los siguienteslímites: 0.98 ó superior inductivo para demanda media y máxima y1.00 o menor inductivo para demanda mínima.

• Informar al CENACE: el factor de potencia en horas de demandamínima, media y punta, en los nodos de interconexión; puntos deinterconexión donde no pueda cumplir con el factor de potenciarequerido y su causa; equipo para control de voltaje y suministro depotencia reactiva del que dispongan.



SUMINISTRO DE POTENCIA REACTIVA

Los Agentes del MEM deben suministrar la potencia reactiva, cumpliendo consus obligaciones, con su propio equipamiento y, en caso de que dicho equipamientofuera insuficiente o estuviera indisponible, el CENACE determinará del equipamientode control de voltaje y producción de potencia reactiva declarado por los Agentes,cuáles pueden entrar para corregir el fallante de potencia reactiva, por ejemplo laoperación de compensadores sincrónicos. El Agente propietario del equipo que entre aoperar para eliminar la restricción, será remunerado de acuerdo a sus Costos deProducción de Reactivos declarados. Los valores serán recaudados de los Agentes quehayan incurrido en el incumplimiento conforme lo determine el CENACE. Sin perjuiciode lo anterior, cualquier Agente que esté incumpliendo podrá contratar con otroAgente el suministro de potencia reactiva. El Agente que suministre esta potenciareactiva adicional, luego de cumplir con sus obligaciones antes mencionadas, seráremunerado por dicha producción de potencia reactiva.

EVALUACIÓN DE LOS INCUMPLIMIENTOS

El CENACE determina los incumplimientos de cada uno de los Distribuidoresmediante la información de potencias activa y reactiva horarias registradas en losequipos de medición comercial, con las cuales determina los factores de potenciaregistrados en cada uno de los puntos de conexión al MEM, los mismos que al sercomparados con el factor de potencia establecido en la Regulación, definen losdesvíos de reactivos que están siendo incumplidos por cada uno de los Distribuidoresy Grandes Consumidores.

Los incumplimientos de los Generadores, se establecen mediante el registrohorario que lleva el CENACE de aquellas unidades que no aportaron con undeterminado valor de potencia reactiva, de acuerdo con su curva de capabilidad,habiendo sido solicitado por el operador de turno.

Los incumplimientos del Transmisor, se determinan realizando flujos de potenciapara días representativos, en los cuales se simula las condiciones reales de operacióndel sistema, corrigiendo los factores de potencia de aquellos Distribuidores y GrandesConsumidores que incumplen con la Regulación; y, ajustando la producción dereactivos de los Generadores que no los aportaron de acuerdo con su curva decapabilidad. Corregidos estos incumplimientos, se procura obtener en todas las barrasdel sistema los niveles de voltaje establecidos en la Regulación, para lo cual, de sernecesario, se simula la operación de los compensadores sincrónicos o de generadoreslocales en las áreas con problemas de voltaje. Toda esta generación adicional dereactivos y/o activos será asignada al Transmisor.



CAP. IV 87

COSTOS DE PRODUCCIÓN DE REACTIVOS

Los costos de producción de la potencia reactiva se calcularán sobre la base de loscostos fijos y costos variables declarados por los Agentes propietarios.

d.l Costos fijos

El costo fijo corresponde al costo unitario mensual del capital y los costos fijosde operación y mantenimiento, únicamente de los equipos que funcionan paraproducir potencia reactiva, incluido la parte proporcional de equipos auxiliares que seutilicen exclusivamente para este fin. La fórmula a aplicarse es:

PUPRRm = A*FRCm*PRaPEa

Donde :

PUPRRm

A

FRCmPRa

PEa

PPI

Precio Unitario de Potencia Reactiva Remunerablemensual (US $/kVAR/mes).Porcentaje de la inversión total del equipamiento,considerando aquellos destinados exclusivamente parael control de voltaje.Factor de recuperación del capital mensual.Potencia Remunerable activa Puesta a Disposicióncalculada por el CENACE, basándose en el Art. 16 del

MEM (MW).Potencia Efectiva activa (MW).Precio por kW instalado utilizado en el cálculo del preciounitario de potencia activa definido por el CONELEC deacuerdo con el Art. 18 del Reglamento para elFuncionamiento del MEM.

Los parámetros para el cálculo del FRCm están establecidos dependiendo delequipamiento:

ni

CompensadoresSíncronos

15 años12.5%

Equipo estático(capacitores, reactores. SVC)

30 años12.5%

DANNA QUIROLA ALMKIDA


CAP. IV 88

d.2 Costos Variables

Se entenderá por costo variable aquel que cambia en función del período de

operación u horas de funcionamiento del compensador sincrónico o del equipo

estático destinado exdusivarrente para el control de voltaje. El costo variable de la

energía reactiva en Sucres/WARh, será igual a la suma de los siguientes costos: costo

de energía eléctrica consumida; costos de lubricantes, quírricos, agua y otros insumas;

y, costos de mantenimiento programados, de los equipos utilizados exclusivamente

para la producción de reactivos.

En la tablas # 27 y 28 para las unidades Ul y U2 de la central térmica Santa Rosa,

se presentan numéricamente los cálculos de los costos variables y fijos.

Tabla # 27.- Costos variables de producción de energía reactiva de la Central térmica Santa Rosa

CENTRAL TÉRMICA SANTA ROSACOSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA REACTIVA

DATOS

Precio del Dólar

Potencia Máxima entrega (condensador)

Potencia Máxima absorción (reactor)Precio Energía Activa MEM

Rendimiento Motor SincrónicoPotencia Reactiva Nominal por Unidad

Potencia Reactiva Promedio por Unidad

A. COSTO POR ENTREGA ACTIVARendimientoCEEC = Costo de Energía Eléctrica Consumida

B. COSTO LUBRICANTES-QUIMICOS-OTROSPrecio aceite lubricante

Consumo aceite lubricante

Generación Reactiva Promedio por hora

Precio Agua desmineralizada más químicoConsumo agua desmineralizada más químico

CLQYO = Costo lubricantes-químicos-otros

C. COSTO ENERGÍA ELÉCTRICA PARA SS.AA.Precio KWh consumidor en media tensiónConsumo de auxiliares

Costo de Energía Eléctrica para SS.AA.

D. COSTOS DE MANTENIMIENTORPTM = Valor de ios repuestos para un añoOIM = Valor de otros insumes para un año

MOAM = Mano de obra adicional

Producción estimada de energía reactiva por un añoCostos de Mantenimiento

Sucres/Dólar

kVAR

kVAR

USD/kWH

kWH/hVARHkVAR

kVAR

kWH/kVARH

USD/kVARH

USD/GalónGalones/Hora

kVARH/Hora

USD/Galón

Galones/HoraUSD/kVARH

USD/KWHkWH/kVARH

USD/kVARH

USD/ciclo

USD/cicloUSD/ciclo

KVARH/ciclOUSD/kVARH

UNIDAD 1

25000

24

6

0.02044

0.04

30.000

15.000

0.043

0.0009

4.41

0.5

1 5.000

0.0460.5

0.00015

0.0200.040

0.00082

56250037500

1 500000

750000000

0.00100

COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN = A+B+C+D USD/kVARH 0.00285

UNIDAD 2

25000

24

6

0.02044

0.04

30.000

1 5.000

0.043

0.0009

4.41

0.5

15.000

0.046

0.5

0.0001 5

0.0200.040

0.00082

56250037500

1 50000750000000

0.00100

0.00285

DANNA QUIROLA AIMEIDA

KSCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAP. IV

Tabla # 28.- Costos fijos de producción de energía reactiva de la Central térmica Santa Rosa

CENTRAL TÉRMICA SANTA ROSA

COSTO FIJO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA REACTIVA

DATOS

Precio del Dólar

Potencia Máxima entrega (condensador)

Potencia Máxima absorción (reactor)

Precio Energía Activa MEM

Potencia Reactiva Nominal por Unidad

Potencia Reactiva Promedio por Unidad

Sucres/Dólar

kVAR

kVAR

Sucres/kWH

kVAR

kVAR

UNIDAD 1

25000

36000

0

597.37

36000

15000

UNIDAD 2

25000

36000

0

597.37

36000

15000

Fórmula: PUPRRm = A * FRCm * (1 - PRa/Pea) * PPI

CALCULO FACTOR A (Porcentaje de inversión)

Valor Instalación de 1 kW con turbinas a gas

Valor equipo compensador sincrónico

Factor A

FACTOR DE RECUPERACIÓN DEL CAPITAL MENSUAL

1 = Tasa de interés anual para Dólares Americanos

n = Vida Útil Media

FRC = Factor de recuperación de capital anual

FRCm = Factor de recuperación de capital mensual

PRa = Potencia Remunerable Activa

PEa = Potencia Efectiva Activa

PPI = Precio Kilovatio Instalado

PUPRRm = Precio Unitario Potencia Reactiva

PUPRRm = Precio Unitario Potencia Reactiva

Dólares

Dólares

%

%

Años

(l*(l+l)n)/((l+l)n)-l)

FRCm = FRC / 1 2

MW

MW

Dólares

US$/kVAR/mes

Sucres/KVAR/mes

400

150

37.5%

12.5%

15

0,1508

O.OJ2564

29.935

48

400

0.70926

17731.43

400

150

37.5%

12.556

15

0.1508

0.012564

39.654

48

400

0.70926

8191.89

5. APLICACIÓN TRANSITORIA

La Regulación 009/99, en la Dsposición Transitoria Segunda, establece que para

las barras o rocíos del M3V1 donde no se pueda controlar el voltaje o el flujo de

potencia reactiva con el equipamiento instalado y disponible en el SM, las variaciones

del voltaje pueden ser ±2% adicional a los límites indicados anteriorrrerte en las

obligaciones del Transmisor y, los factores de potencia sean mayores a 0.95 o superior

inductivo para demanda media y máxima. Estos valores estarán vigentes por un

período de doce meses, a partir de ta fecha de emisión de la regulación, es decir hasta

Agosto/00, período en que los Agentes deberán adquirir el equiparriento necesario

parad cumplimiento del control de voltaje.

DAXNA QU!ROLA ALMKIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. IV 90FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A

4.2 Análisis de la Regulación Sobre Transacciones de Potencia Reactiva en el

Mercado Eléctrico Mayorista

Sobre la base de la Regulación 009/99 referente a las transacciones de potenciareactiva, detallada anteriormente, y del análisis de calidad de servicio de voltaje en elMercado Eléctrico Mayorista, expuesto en ef capítulo anterior, se pueden obtener lassiguientes consideraciones:

• Los compensadores reactivos que deben operar en el sistema, y por endecon derecho a remuneración por potencia reactiva, deben ser definidospara el período lluvioso, pues es en esta temporada en la que se registranlos máximos requerimientos y déficits de reactivos.

• Los incumplimientos que se presenten por compensación reactiva en elsistema, deben ser asignados a los agentes integrantes del MEM de lasiguiente manera: al agente transmisor, por no cumplir con las bandas devoltaje establecidas en la regulación; a los agentes generadores, por nooperar sus unidades de acuerdo a sus curvas de capabilidad; y, a losagentes Distribuidores y Grandes consumidores, por no observar el factorde potencia reglamentario.

• Con la configuración de la red actual, el transmisor es el quenormalmente debe asumir los costos variables de los compensadoressincrónicos que entren a operar en el sistema por control de voltaje, endemanda base.

• Con las instalaciones eléctricas actuales, en demanda media y máxima,son los distribuidores los que deben asumir los costos variables de loscompensadores sincrónicos, pues son ellos los que incurren en elincumplimiento de los factores de potencia establecidos en elreglamento.

• Si en determinado punto de operación del sistema, independientementede la demanda, tanto el transmisor, como los agentes distribuidoresincurrieren en incumplimientos de sus obligaciones referentes a calidadde servicio de voltaje, los costos de operación de los compensadoressincrónicos, deberían ser asignados basándose en porcentajes que sepodrían establecer en función del nivel de responsabilidad que cada unode ellos tenga en el incumplimiento.

• Una vez establecidos los déficits de reactivos en el sistema, parademanda media y máxima, los costos variables de operación de loscompensadores sincrónicos, serán asumidos por cada agente distribuidoren función del incumplimiento, y de la totalidad de potencia reactiva queaportaron los compensadores.

DANNA QUIROLA ALMEÍDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. CAP. IV 91FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Los costos fijos de los compensadores sincrónicos son cubiertos ypagados por cada uno de los Distribuidores en forma proporcional a laenergía activa que retiran hora a hora del MEM.En cambio, los costos variables son calculados diariamente y asignados alos diferentes Agentes del MEM y TRANSLECTRIC, en forma proporcionalal incumplimiento de sus obligaciones del suministro de reactivos ycontrol de voltaje, de acuerdo con la metodología señaladaanteriormente.La disponibilidad de los compensadores sincrónicos, considera tanto losreactivos inductivos, como los capacitivos.Las penalizaciones debidas a incumplimientos de los participantes delMEM serán asumidas de la siguiente manera: los generadores lo harándurante las horas de incumplimiento por no generar reactivos de acuerdoa su curva de capabilidad habiendo sido solicitados por el operador deturno, y, los distribuidores y el transmisor las asumirán en función de suporcentaje de participación en el desvío total de reactivos.

4.3 Propuesta de Modificaciones a la Regulación CONELEC 009-99

• En vista de que uno de los medios para control de voltaje es el cambio detaps de los transformadores, para ejecutar su cambio de posición, serequiere un incremento de generación térmica o de corte de cargatemporales, cuyos sobrecostos deberían ser asumidos por aquellosagentes que directamente serán beneficiados.

» Debido a que los compensadores sincrónicos existentes en el SistemaNacional Interconectado (Termopichincha y Ecuapower) tienen unadisponibilidad aproximada y localizada de 1 50 MVAR, es necesario queen los sistemas de distribución, se instalen equipamientos de producciónde reactivos en el orden de 230 MVAR, para poder cumplir con el fp=0.98y 90 MVAR para un factor de potencia de 0.95.

• Cuando por razones de control de voltaje entrare a operar en el sistemauna unidad generadora que no fue considerada en el despacho diario, sele debería reconocer no solamente los costos variables de generación depotencia activa, sino también los costos fijos y variables en los que seincurren por producción de reactivos. De esta forma, si por ejemplo ungenerador entra en funcionamiento para cubrir la indisponibilidad dealgún compensador sincrónico que cobra Potencia Remunerable Puesta aDisposición, sus costos de operación podrían ser cubiertos con losvalores que no serán cancelados al compensador indisponible.

DANNA (¿VIROLA ÁLME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL CAP. IV 92KACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Cuando un agente deseare suministrar su excedente de potencia reactiva,luego de cumplir con los parámetros obligatorios, solamente seráremunerado por dicha producción de reactivos, cuando la haya puesto adisposición del CENACE para su respectiva operación y control.Si en el sistema se presentaren incumplimientos de suministro dereactivos y control de voltaje, para establecer los cargos que deberánasumir aquellos agentes que no cumplan con sus obligaciones, porpresentar indisponibilidad de reactivos, se debería tomar en cuenta, sidichas indisponibilidades fueron o no oportunamente informadas, o si lasmismas son transitorias o pueden ser previstas.Debido a que, de acuerdo con la regulación 009 en el sistema nacionalinterconectado, los agentes del MEM no pagan sanciones propiamentedichas, sino solamente pagan por los costos fijos y variables de loscompensadores sincrónicos que operaron en el sistema, no existe unaadecuada señal que incentive a los mismos a invertir en equipamientopara mejorar la calidad de servicio eléctrico. En vista de esto, una medidaque se podría adoptar, es asignar al agente que presenta elincumplimiento, el doble del monto que representa el equipo dereposición, de manera que se cubran no solamente los costos fijos yvariables del equipo que operó como reemplazo, sino que además existaun beneficio que podría dirigirse a los agentes perjudicados o al usuariofinal.Otro aspecto importante que se debería tener en cuenta es que, amuchas unidades generadoras, les conviene declararse indisponibles, yaque si entraran a operar, por control de voltaje, no existen los incentivoseconómicos adecuados que les permita cubrir al menos sus costos deoperación.En referencia a la comparación establecida en el capítulo anterior, entre elpago por incumplimientos y la inversión en equipo de compensaciónreactiva, el capital que por incumplimiento de sus compromisos debenaportar los agentes, no refleja una señal económica adecuada paraviabilizar la inversión, pues no les resulta conveniente desde el punto devista económico, a pesar que desde el punto de vista técnico, sería loóptimo para una mejor operación del sistema.En virtud del literal anterior, las penalízaciones o cargos a imputarse a losagentes deberían ser más severas, tal es así, que se podría tomar comoreferencia las sanciones que por incumplimiento de compromisos seaplican en el modelo argentino expuesto anteriormente.


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPÍ. V 93

4.4 Nueva Regulación Sobre Transacciones de Potencia Reactiva en el MEMRegulación 005/00

Durante el mes de Septiembre del 2000, el CONELEC expidió una nuevaregulación sobre el manejo de la potencia reactiva en el Mercado Eléctrico Mayorista,misma que estará vigente durante un período de doce meses a partir de su emisión, yen la que se han introducido modificaciones con respecto a la Regulación 009.

Dichos cambios básicamente se dan en lo que se refiere a las responsabilidadesque deben observar los agentes, pues, ya no se establecen valores específicos ni dedesviaciones permitidas de voltajes, ni tampoco de factores de potencia, sino que losmismos serán establecidos por el CONELEC, como resultado de estudios que elCENACE realice, tanto con los agentes distribuidores, como con el agente transmisor.

Cabe anotar además que, para el establecimiento de los mencionados valores,se tomará como referencia el Plan de Expansión del Transmisor y el Plan de Operacióndel Mercado Eléctrico Mayorista. A continuación, se detallan textualmente, para lasresponsabilidades de los agentes, las modificaciones adicionales referidas:

Transmisor

• "Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, convariaciones no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre labase de los estudios presentados por el CENACE. Los estudios loefectuarán conjuntamente el CENACE y el TRANSMISOR tomando comoreferencia el Plan de Expansión del Transmisor y el Plan de Operación delMEM. Como uno de los resultados de dichos estudios, se obtendrá ellistado de nodos del S.N.I. y períodos donde no pueda cumplir con elcontrol de voltaje y potencia reactiva."

Distribuidores y Grandes Consumidores.

• "Deben comprometer en cada uno de sus nodos (barras) de interconexióncon el transportista u otros agentes del MEM un factor de potencia, queserá determinado por el CONELEC sobre la base de un estudio conjuntoCENACE-Distribuidor y tomando como referencia el Plan de Expansiónpresentado como respaldo al cálculo del VAD. Los valores límites delfactor de potencia serán calculados para demanda: mínima, media ymáxima. El factor de potencia se lo determinará sin tomar en cuenta elefecto de cualquier generación insertada en la red del Distribuidor."

DANNA QUJROLA ALMEJDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI.FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPÍ. V 95

CONCLUSIONES

5.1 Siendo la operación y la programación de los despachos de generación en el

Sistema Eléctrico Ecuatoriano, influenciadas directamente por el períodoestacional en la región oriental del país, el análisis del reposicionamiento de

taps, es meritorio para tratar de evitar que se formen cuellos de botella queimpidan aprovechar de la mejor manera el absorber o entregar reactivos a

las diferentes zonas que conforman el.

5.2 El análisis contempla solamente los puntos críticos del sistema en los cuales

se observa que se degrada el perfil de voltaje con el cambio de hidrología,

por lo tanto no son los taps de todos los transformadores los que fueronanalizados, ya que, por ejemplo, hay transformadores en los que lasposiciones de los taps son independientes del período estacional, tal es el

caso de Riobamba, Totoras, etc.

5.3 En las simulaciones de la operación real del sistema que se realizaron en elPOWERWORLD, se puede observar que los datos de voltajes y flujos dereactivos, difieren de los obtenidos en tiempo real, esto se debe

básicamente a dos motivos: el primero es que, al modelar el SistemaNacional Interconectado en el simulador, se considera que existen puntos de

medición en todas las barras del sistema, lo que no es correcto, pues sepresentan casos como por ejemplo el de la zona de Quito en la que se tiene

un solo punto de medición en la S/E Santa Rosa de la demanda conjunta de

las S/E 1 9, Espejo, Selva Alegre y Pomasqui. El segundo motivo es que, no se

dispone de todos los datos correspondientes tanto a las posiciones de losLTC's, como a potencias reactivas de capacitores y reactores, por lo que se

deja que el programa los calcule automáticamente.

5.4 Para la época de estiaje (Octubre99/MarzoOO), el cambio de posición del tapde los transformadores de las unidades de Paute Fases AB de la posiciónD(1.000) a la C(1.025), permitirá a estas unidades absorber menosreactivos en condiciones de estiaje. De igual manera el cambio de tap a laposición 3 (1.000) en los autotransformadores ATI y AT2 de la S/E Molino,es el más adecuado, desde el punto de vista técnico y económico puesto quese mejora la calidad de servicio a los sistemas Centro-Sur y Sur,

minimizando así la generación forzada.



FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPÍ. V 96

5.5 Para la época lluviosa (AbrilOO/SeptiembreOO), se observa que con el cambiode tap en la subestación Vicentina, se logra minimizar la generación forzadaque ingresa en la zona norte del sistema por criterios de calidad de voltaje,específicamente la generación de la central Guangopolo.

5.6 Ya que los factores de potencia que presentan actualmente losdistribuidores en los puntos de interconexión con el sistema de transmisión,no son los establecidos en la normativa vigente, es necesario, para podercumplir con la calidad de servicio de voltaje, el ingreso de generaciónforzada en varias zonas del sistema, situación que en período de altahidrología, impide un adecuado aprovechamiento del todo el potencialdisponible en Paute, además de una reducción en la reserva de potenciareactiva.

5.7 Debido a que los compensadores sincrónicos existentes en el SistemaNacional Interconectado (Termopichincha y Ecuapower) tienen unadisponibilidad aproximada y localizada de 1 50 MVAR, es necesario que enlos sistemas de distribución, se instalen equipamientos de producción dereactivos en el orden de 230 MVAR, para poder cumplir con el fp^0.98 y 90MVAR para un factor de potencia de 0.95.

5.8 El mejoramiento de los factores de potencia por parte de los distribuidores,minimiza el transporte de reactivos en el sistema, lo cual redunda en unareducción de las pérdidas de potencia que esto ocasiona en las líneas detransmisión.

5.9 El minimizar el flujo de potencia reactiva por las líneas de transmisión,permite abastecer mayores requerimientos de potencia activa, evitando quese susciten problemas de inestabilidad que conlleven a un colapso de voltajeen el sistema.

5.10 Es de vital importancia que el agente transmisor realice una expansión delsistema de transmisión de manera que el despacho económico diario sepueda optimizar, minimizando la cantidad de generación forzada de lasunidades térmicas que ingresan en varias zonas del sistema nacionalinterconectado, por criterios de calidad de servicio de voltaje.

DANNA QUIROLA AIME1DA


5.11 Tanto la operación como la inversión en equipamiento de suministro dereactivos deben estar orientados a minimizar el transporte de potenciareactiva y mantener una calidad de voltaje adecuada en el sistema.

5.12 Al realizar el análisis de los flujos de potencia, considerando que todoslos agentes cumplen con lo establecido en la normativa vigente, en lo que serefiere a factores de potencia de los distribuidores, se puede observar quebajo las condiciones actuales, el invertir en equipamiento de compensaciónde reactivos, resulta mucho más costoso que pagar el incumplimiento, porlo que hay poco interés por parte de éstos en corregirlos, razón por la cualse deberían incluir en la Regulación penalizaciones más severas porincumplimiento de los agentes, de manera de incentivarlos a invertir encapacitores o reactores, conllevando con esto a que el servicio de calidad devoltaje mejore al nivel de sistema.

5.13 Siendo una de las principales funciones del CENACE, el coordinar laoperación del Sistema Nacional Interconectado conservando una adecuadacalidad de servicio, el establecimiento de los índices de calidad de voltaje,desarrollado en el capítulo IV, permiten supervisar la calidad de servicio devoltaje del sistema, es así, que con los resultados obtenidos, se puedeapreciar que en el transcurso desde la apertura del Mercado EléctricoMayorista, se han ido mejorando dichos valores en función de que se estántomando las medidas adecuadas que permitan conseguir dicho objetivo.

5.14 En la Regulación sobre "Transacciones de Potencia Reactiva", expedidapor el CONELEC, y vigente actualmente en el Mercado Eléctrico Mayorista, nose establece nada acerca de los servicios auxiliares que se consideran en losmercados eléctricos de otros países tales como el argentino, colombiano,boliviano o ingles, por lo tanto esta tesis constituye una pauta para que entrabajos posteriores se desarrolle dicho tema.

DAN NA QUIROLA AIMEÍDA


RECOMENDACIONES

I. Debido a que en la subestación Santa Rosa existe únicamente un solo punto demedición de demanda, para la simulación en el paquete POWERWORLD, serealiza una distribución del total de potencias activa y reactiva, de acuerdo aporcentajes determinados por la Empresa Eléctrica Quito, entre lassubestaciones Espejo, Selva Alegre, Pomasqui y S/E-1 9, lo que ocasiona que enla simulación, en demanda máxima, el flujo de reactivos por las líneas detransmisión que enlazan las subestaciones mencionadas, sea mayor que el querealmente se obtuvo en la operación real, pues se consideran doblemente laspérdidas en las líneas, conllevando así que los flujos de potencia no converjan.Por esta razón se recomienda que, para que la simulación refleje fielmente laoperación del sistema, se introduzca un escalamiento de dichos datos,mediante la opción Scaling que ofrece el paquete.

II. Se recomienda, que para posteriores reposicionamientos de taps, se tenganmuy en cuenta las capacidades de transformación de los transformadores dePascuales, Salitral y Milagro, de manera que los cambios no incurran enviolaciones de las capacidades máximas de dichos transformadores.

III. Tanto con las nuevas topologías que se comprometa a implementar el agentetransmisor, como con el mejoramiento en las condiciones y expansión delsistema de transmisión, se recomienda analizar nuevamente las posiciones delos taps, puesto que la carga se redistribuirá y la topología del sistemacambiará, alterando consecuentemente los voltajes en las subestaciones.

IV. De acuerdo con los resultados obtenidos en las simulaciones efectuadas,considerando que los distribuidores cumplen con el factor de potenciaestablecido en la normativa vigente, y con el propuesto de 0.98, se recomiendaque los mismos emprendan con la instalación de equipamiento decompensación reactiva necesaria en sus sistemas, con la finalidad de corregirlos actuales factores de potencia de su carga, y por ende mejorar la calidad delservicio de voltaje.

V. Es recomendable, además, plantear como temas de tesis futuras, un estudio dela factibilidad y conveniencia de implantar o no en el Mercado EléctricoMayorista, un mercado de servicios complementarios o auxiliares tales como:control de frecuencia, suministro de reactivos, reserva de generación.



VI. Si se implementaren en el sistema de distribución, los equipamientos deproducción de reactivos sugeridos en este trabajo de tesis, sería recomendablerealizar un análisis adicional, para establecer en base al comportamiento delsistema, las magnitudes de potencia reactiva que deberían estarpermanentemente conectadas al sistema, y las que deberían serdesconectables.

VIL Cuando para controlar el voltaje se considera la opción de reposicionar el tapfijo de los transformadores, se recomienda tener en consideración, aspectosde importancia tales como: unidades grandes de generación que van asalir de operación por mantenimientos; perfiles de voltaje en las barras delsistema; capacidades máximas y mínimas de reactivos que pueden aportar losgeneradores; control de flujo por los transformadores; operación decapacitores, reactores y compensadores sincrónicos; y, salida o sobrecargasde líneas de transmisión.


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ANEXO

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ANEXO # 2

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INOENIERI A ELÉCTRICA

ANEXO

DESVIACIONES DE VOLTAJE Y DEMANDAS vs. HORAS

BARRA MILAGRO 69 kV

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ESCUK1.A POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ANEXO # 3

CARACTERÍSTICAS Y POSICIONES DE TRANSFORMADORES (Diciembre-99)

ESMERALDAS

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FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ANEXO fr 3

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QUJROLA ALkfEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN ALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A

ANEXO * 3

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANF.XO # 5

Powerworld Simulator Versión 6.0

Introducción

El Powerworld Simulator es un paquete de simulación de sistemas eléctricos depotencia, diseñado para ser más amigable y altamente interactivo con el usuario. Enesencia es una comprensible y potente herramienta de solución de flujos de potenciaque permite al usuario visualizar el sistema a través del uso de diagramas unifllares acolor animados con total enfoque y capacidad de resultados. Se denominan diagramasunifilares porque los componentes de los sistemas de potencia trifásicos actualesestán representados usando simples líneas.

El entorno visual del programa permite modificar el sistema usando lasherramientas del modo de edición, es así que líneas de transmisión pueden entrar osalir de servicio, nuevos generadores pueden ser añadidos y nuevas transaccionespueden ser establecidas; además se puede apreciar líneas y transformadoressobrecargados, zonas de voltaje fuera de los límites, flujo de potencia a través de loselementos, etc.

El simulador también proporciona un medio conveniente para simular laevolución del sistema de potencia en el tiempo. Las variaciones horarias de carga,generación e intercambio en función del tiempo pueden ser analizadas, y losresultados de los cambios en las condiciones del sistema de potencia pueden servisualizados.

La clave para usar el simulador, es reconocer que éste posee dos modosdiferentes: el modo de edición y el modo de simulación. El modo de edición es usadopara dibujar el sistema e ingresar los parámetros eléctricos correspondientes a losdiferentes elementos que lo conforman, mientras que el segundo modo es usado paraespecificar las condiciones de operación y presentar la simulación respectivaproporcionando reportes de generación, carga, flujos de potencia por las líneas,voltajes, etc. Se puede cambiar fácilmente entre los dos modos con solamenteseleccionar el botón correspondiente de la paleta de comandos.

A continuación se explican detalladamente los comandos y utilitarios queofrece el simulador [9], para la construcción y simulación de un sistema eléctrico depotencia:

DANNA QVIK.OLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO # 5

Comandos

PALETA DE PROGRAMA

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+ Edit Mode: Se usa para construir un nuevo sistema de potenciadibujando los diferentes elementos que lo integran, especificandoademás las características eléctricas de cada uno de ellos. Se puedetambién introducir modificaciones a casos ya existentes.

+ Run Mode: Se usa para presentar la solución del flujo de potencia,habiendo especificado previamente datos tales como: hora de inicio,hora de término y velocidad de la simulación, tolerancia deconvergencia y número de iteraciones para la solución del flujo.

* Single Solution: Presenta una solución simple de las ecuaciones delflujo de potencia, considerando las condiciones de carga y tiempo deinicio existentes en el momento en el cual se activó el botón, esto es lacontraparte de una simulación completa, la cual es en forma continuadesde la hora de inicio hasta la de término.

* Log: Esta ventana muestra et proceso de solución del flujo de potenciay es muy útil cuando se trata de detectar un problema por el cual noconverge el modelo simulado.

* Abort; Interrumpe el proceso de solución del flujo de potencia actualen caso de que éste no converja y el programa realice muchasiteraciones.

PALETA DE ARCHIVO

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Esta paleta permite operar varias herramientas det simulador tales como: abrir ygrabar casos de simulación y diagramas unifilares nuevos y existentes, imprimirgráficos y datos, visualizar la ayuda del simulador y validar los casos en estudio. Estaúltima opción sirve para determinar la existencia de errores en el sistema.

DANNÁ QUIROLA AIMEIDA

FSCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO # 5

PALETA DE EDICIÓN (Modo de Edición solamente)

Con esta paleta se pueden acceder a herramientas de edición tales como: cortaro copiar simples objetos de un diagrama unifilar y pegarlos en sí mismo o en otrosdiagramas, también se puede ejecutar las mismas operaciones con grupos deelementos que han sido identificados a través de algún Select By Gritería o rectángulode selección. La opción de Select By Gritería permite seleccionar todos los elementosen un diagrama unifilar, que cumplen con una misma característica y modificarlos aconveniencia, por ejemplo: cambiar el color de todas las barras de determinadovoltaje.

PALETA DE INSERCIÓN (Modo de Edición solamente)

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Esta paleta contiene un número de botones que permiten añadir objetos aldiagrama unifilar del sistema en estudio. Estos objetos incluyen componentes desistemas de potencia tales como: barras, generadores, cargas, transformadores,compensadores, líneas de transmisión AC y DC, circuitos breakers, indicadores desobrecarga, áreas, zonas e interfaces, todos éstos con sus respectivos campos.También permite insertar texto, formas libres, rectángulos, elipses y dibujos. Con laopción DOC se puede visualizar varios diagramas unifilares en una misma pantalla, ycon la opción LINK se puede vincular al diagrama documentos o páginas dedirecciones web.

PALETA DE FORMATO (Modo de Edición solamente)

FEsta paleta permite controlar atributos de la pantalla tales como letra, color,

estilo de línea, enfoque y nivel de presentación de la pantalla. También habilita unaserie de valores por defecto para el dibujo de varios parámetros y los resetea cuandoes necesario.

DANNA OUIRQLA AIMEIDA


PALETA DE ENFOQUE (Modo de Edición solamente)

SflUE90

Con esta paleta se puede controlar el porcentaje de visualización del diagramaunifilar, ya sea completo con SHOW FULL, o de una región determinada enmarcándolapreviamente con un rectángulo, también a través de PAN-ZOOM-CTRL se puedelocalizar en el diagrama unifilar cualquier barra, zona o área del sistema con tan solointroducir su número o nombre de identificación.

PALETA PAN/ZOOM

F1-EI r'i il o o m T o i_i

Esta paleta ofrece un control adicional del enfoque, con ella se puede desplazarel diagrama unifilar en la pantalla hacia arriba, abajo, izquierda, derecha y agrandar odisminuir la perspectiva de la pantalla.

PALETA DE OPCIONES/INFORMACIÓN

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DPT.TT «FUHM fí

II

Esta paleta provee un rápido acceso a muchas pantallas de información yconjunto de opciones del simulador. Con DPT se puede observar detalles como: la horade inicio y término de la simulación, número de iteraciones, cálculo de pérdidas,opciones para la animación de flujos, colores de indicadores etc.

La opción SOLVE presenta una solución simple del sistema de potencia.

La opción QUICK-PWR-FLOW genera una lista rápida del flujo de potencia decualquier barra del sistema y permite visualizarla con tan solo introducir su número;esta paleta también permite visualizar en la pantalla cualquier otro diagrama unifilarabierto y definir filtros de pantalla.

DANNA QU1ROLA AUviElDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANKXü # 5

PALETA DE MODO DE SIMULACIÓN

D1FF

Esta paleta permite iniciar, resetear y pausar la simulación en caso de que lasolución del flujo no converja. Vincula también al modo de simulación herramientastales como el contorno con el cual se puede formar una especie de mapa de colores

identificando las zonas dentro de un mismo rango de voltaje, asignando unadeterminada gama de colores, esto es muy útil cuando se trata de visualizar barras con

voltajes que están fuera del rango normal de operación y diferencia de flujos.

MENÚ PRINICIPAL

En este menú principal, a más de las opciones que se pueden activar desde las

paletas de comandos, citadas anteriormente, existen otras, de entre las cuales las másrelevantes son:

FILE

PUBLICACIÓN WEB: Es una nueva característica de la versión 6.0, estaopción brinda herramientas para crear presentaciones de datos y

diagramas usando una aplicación para mostrarlas en world-wide web.

Estas herramientas incluyen: grabar el contenido de la pantalla deinformación de un caso con formato HTML, grabar diagramas unifilaresy esquemas como archivos jpeg, abrir un editor HTML básico que

puede importar escritos con formatos HTML usando otrasaplicaciones, descargar documentos HTML al servidor web.

READ AUXILIARY FILE: Sirve para leer un archivo de datos de las curvasde capacidad de las máquinas definidas en el sistema.

INSERTAUTO INSERT LINES, INTERFACES: Permite insertar automáticamentelíneas de transmisión, transformadores, interfaces, cargas y

generadores en las barras existentes, esto implica que primero se debeinsertar las barras de un sistema y luego ejecutar esta opción.

DANNA QUIROLA ALMEíDA


OPTIONSAPPEND CASE: Permite abrir bases de datos de barras, líneas detransmisión, generadores, etc., de un caso adicional y colocarlos en el

actual.

CRÉATE EQUIVALENTS: Sirve para simplificar sistemas muy grandes,

por medio del equivalente de una determinada parte.

SHOW UNLIKED DISPLAY OBJECTS: Despliega un listado de todos loselementos y campos que ya no están ligados al sistema en estudio,

siempre y cuando ya se haya implementado un equivalente de los

mismos.

RENUMBER BUS: Permite redefinir el número asignado inicialmente a

una barra determinada, el número debe ser diferente a los ya

existentes en el sistema.

SCALE CASE: Permite cambiar el factor de multiplicación del valor de la

carga, generación y compensadores del sistema durante todo el

tiempo de simulación.

CASE INFORMATIONDesde esta opción se puede revisar todos los registros de los datos y

parámetros de los elementos que conforman el sistema, sean éstos:

barras, generadores, costos de generadores, líneas ac,

transformadores, tablas de corrección de impedancia de

transformadores, líneas de, interfaces, áreas, zonas, pantallas de

violación de límites, diferencia netas de las potencias entre el valor

esperado y el que resulta de una iteración de la solución del flujo de

potencia, etc.

WINDOWPermite el manejo de la pantalla o pantallas del sistema ingresado,

pues se puede colocar todas las pantallas o especificar la que se desee

activar, además permite visualizar todo el sistema.

SIMULATION

Permite iniciar, pausar o continuar con la simulación, así como

también resetear los valores de los parámetros eléctricos de las barras

a condiciones iniciales, para reiniciar la simulación.

DANNA QUIROLAÁLMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD 1JK INCiKNIKRÍA Kf,KCTRICA ANEXO # 5

OPEN SCRIPT FILE: Permite abrir archivo script, los cuales ejecutan unaserie de eventos automáticamente una vez que se ha establecido lasecuencia de los mismos, se los puede crear escribiendo lasinstrucciones con una sintaxis particular y se ejecutanautomáticamente en el momento que se inicia la simulación del caso.

OPTIONS(SIMULATION)CHARTS: Permite visualizar gráficos en función del tiempo de: error decontrol de área, carga, generación, pérdidas de área, transacción deMW de áreas, costo promedio de área.

SENSITIVITIES: Es una opción muy útil en la determinación de losfactores de penalización del sistema, permite calcular el factor depérdidas.

SOLUTION/ENVIROMENT OPTIONSPermite establecer parámetros para la simulación, entre éstostenemos: forzar el límite de velocidad de toma de carga de losgeneradores; forzar el límite de sobrecarga de una línea detransmisión; iniciar la simulación desde los valores iniciales; desactivarel control de compensadores, de transformadores e intercambio entreáreas; forzar el límite de MW de un generador.

LINKS TO OTHER ONELINES: Esta es una opción mediante la cual se puedevisualizar múltiples diagramas unifilares en una misma pantalla. Sedebe identificar el path del diagrama a vincularse y un nombre deidentificación, para visualizarlo, en el modo de simulación se debe darun doble click en el recuadro con el identificador.

DOCUMENT LINKS ON ONELINES: Esta opción permite enlazar el diagramaunifilar con documentos y datos de world-wide web. Basta con dar ladirección de la pagina web a vincularse y un nombre de identificación.(Por ejemplo http:\\www.powerworld.com).

Cabe recalcar que, cuando se da un click en un punto fuera del gráfico delsistema, se puede accesar a una caja de diálogo que brinda opciones tales como:imprimir el diagrama, copiarlo en el portapapeles, exportarlo con formatos *.BMP,*.WMF, *.EMF, aplicar plantillas, encontrar barras en particular, disminuir o aumentar elenfoque, personalizar la apariencia del esquema, comparar dos puntos operativos delcaso, animar el flujo, definir vistas del diagrama localizadas en posiciones específicas,etc.


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DK INGENIERÍA ELÉCTRICA ANHXO # 5

Lo nuevo en la Versión 6.0

A parte de las características y herramientas anteriormente detalladas y que soncomunes a las versiones anteriores de PowerWorld Simulator, la versión 6.0 presentaotras adicionales entre las que tenemos:

SAVINC VIEWS: Permite almacenar varias perspectivas para undiagrama unifilar, lo cual facilita moverse alrededor de localidadesespecificas.

AUTO INSERT UNES, LOAOS, INTERFACES, CENERATORS: Estacaracterística puede optimizar la cantidad de tiempo que le toma alusuario construir un diagrama unifilar para un caso existente, puestoque si ya existen los registros del elemento a insertarse, éste se dibujaautomáticamente en el diagrama gráfico.

OUTAGE INFORMATION: Hace extremadamente fácil la visualización degeneradores, líneas y transformadores que están fuera de servicio. Lainformación de salidas se muestra en una tabla que puede ser vista encualquier instante tanto en el modo de edición como en el desimulación.

SUPER ÁREAS: Una super área es un grupo de áreas que funcionancomo una sola área. El simulador permite al usuario crear una superárea y mostrarla en un diagrama unifilar y en la solución del flujo depotencia.

BUS PALETTE: la paleta de barras está diseñada para presentar unnuevo diagrama unifilar para un modelo de flujo de potencia yaexistente tan rápido como sea posible. Enlista las barras que se tieneanteriormente añadidas al diagrama y el conjunto de todas las barrasque aún no están añadidas.

INJECTION GROUPS: Un grupo de inyección es una colección de cargasy generadores, y cada carga o generador puede pertenecer a más deun grupo de inyección. Además, un simple grupo de inyección puedecontener generadores y cargas de varias áreas o zonas. Los grupos deinyección son útiles cuando se necesita modelar un conjunto degeneradores y cargas que actúan juntas como una unidad,independiente de cada área individual o zona de afiliación.

DANNA QUIROLA ALME1BA

ESCUELA POLI'IliCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO # 5

Construcción de un Diagrama Unifilar

Previo a la simulación de un determinado SEP, es conveniente estructurarlo enun diagrama unifilar, para lo cual se debe tener toda la información y parámetroseléctricos de cada uno de sus partes constitutivas. A continuación se detallan cualesson estos datos de entrada y como están representados los elementos en el simulador.

• BARRAS: En análisis de sistemas de potencia, el término barra esusado para referirse al punto donde un número de aparatoseléctricos tales como líneas, cargas o generadores se agrupan. Enlos diagramas unifilares, las barras están representadas concualquier línea gruesa horizontal o vertical. Sus datos de entradason: número, nombre, nivel de voltaje, área y zona a la que va apertenecer.

GENERADORES: Están representados como círculos con una flechabidireccional dentro. Se pueden colocar varios generadores en unamisma barra, basta con distinguir su carácter de identificación. Susdatos de entrada son: número y nombre de la barra a la que estaráasociado, MW y Mvar de salida si éste no tiene control automáticode generación (AGC), límites máximo y mínimo de potencia activa yreactiva, o a su vez su curva de capabilidad, velocidad de toma decarga y curva de entrada-salida.

" CARGAS: El simulador modela la carga total a cada barra delsistema. Pueden existir varias cargas en una misma barra, éstasestán representadas por una flecha. Sus datos de entrada son MW yMvar, numero de barra a la que se asocia e identificador en caso devarias cargas.

• COMPENSADORES: Los compensadores pueden ser capacitores quesuplen potencia reactiva al sistema, o reactores que absorbenreactivos. El simulador representa los compensadores como unnúmero de bloques de admitancias que pueden ser conmutadas enun número de pasos discretos o a través de un rango continuo. Sedebe especificar la barra a la que se va a compensar y el número dela barra a la que va asociarse.

• LÍNEAS DE TRANSMISIÓN: Se representan con múltiples segmentosde líneas dibujadas entre barras. Se debe especificar los valores deresistencia, rectancia, susceptancia total en p.u. y límites térmicos.

DÁNNA QUIROIA ALWE1DA


• CIRCUITOS BREAKERS: Se asocian a las cargas, líneas, generadores,compensadores o transformadores, y sirven para abrirlos o

cerrarlos. Cuando están cerrados se muestran como cuadrados

rojos sólidos, caso contrario se muestran como un recuadro verde.

Los circuitos breakers no pueden ser colocados en líneas detransmisión DC ni en el generador SLACK.

" TRANSFORMADORES: Están representados como líneas detransmisión con dos devanados opuestos dibujados en cada uno de

los segmentos. Se debe especificar el valor de resistencia,reactancia y susceptancia, así como sus límites de capacidaddependiendo del tipo de enfriamiento.

• INDICADORES PIE DE FLUJO DE LÍNEAS: Son usados para indicar elporcentaje MW, MVA o Mvar de carga de una línea de transmisión o

transformador. El grado en el cual este se llena muestra como elaparato se acerca a su límite.

• LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DC: Están representadas igual que laslíneas de transmisión. Se debe especificar los valores deresistencia, capacidad, nivel de voltaje, número de barra de envío y

de llegada.

• INTERFACES: Permite ver la transferencia de potencia entre zonas oáreas uniéndolas con líneas.

• ZONA: Sirve para construir una especie de mapa de las zonas o

áreas existentes en el sistema, se les debe asignar un número de

identificación.

• TEXTO: Se utiliza para escribir mensajes en el diagrama unifilar.

• DIBUJOS. ELIPSES, LINEAS, RECTÁNGULOS DE FONDO: Permitenmostrar en el diagrama unifilar una variedad de objetos,incluyendo líneas, polígonos llenos, gráficos, elipses, rectángulos.

A cada elemento se lo puede personalizar con las herramientas del modo deedición y se les asigna un campo usado para mostrar valores asociados a sí mismo y

al sistema. Entre las características que puede especificar tenemos: nombre, número,voltaje, ángulo, MW de carga o de generación, Mvar de carga o de generación, estadode AGC o AVR, costos marginales, pérdidas, etc.

DANNÁ OUIROLA ALMEIDA


Ya que uno de los objetivos de la presente tesis es analizar elreposicionamiento de los taps de los transformadores con y sin LTC, a continuación seprofundiza en la manera como éstos están modelados en el simulador y losparámetros que se deben tomar en cuenta.

Modelación de Transformadores en POWERWORLD SIMULATOR

Los transformadores como ya se explicó en capítulos anteriores, son usadospara transferir potencia entre diferentes niveles de voltaje o para regular el flujo real yreactivo a través de un sector de transmisión en particular. La mayoría de ellos vienenequipados con taps en los devanados para ajustar cualquier transformación de voltajeo el flujo reactivo a través del transformador. Tales transformadores son denominadosLTC (transformadores con cambio de tap bajo carga). Para simularlos adecuadamentese debe ingresar en por unidad la resistencia (TOO MVA base), reactancia ysuceptancia para el transformador, y una tasa MVA, también la relación del tapnominal y el ángulo de fase en grados.

RELACIÓN DE VUELTAS OFF-NOMINAL Y DESPLAZAMIENTO DE FASE

El campo Off-nominal Turns Ratio indica la transformación de voltaje, mientrasque el campo Phase Shift Degrees muestra el ángulo de desfasaje. Si el transformadorno tiene control automático, estos valores pueden ser cambiados manualmente. Larelación de tap off-nominal determina la transformación adicional relativa a latransformación nominal. Este valor normalmente está entre 0.9 y 1.1 (1.0 significa queno tiene transformación adicional). Para transformadores sin desfasaje, el ángulo dedesfasaje debe ser 0. Para transformadores con desfasaje, este valor normalmente estáentre -40° a 40°.— DANNAQUIROLAALME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA RI.HCTRICA ANEXO # 5

Cuando se está en modo de edición, la caja de dialogo también muestra el tipo decontrol del transformador, y los mismos no pueden cambiarse en modo de simulación.Los tipos válidos son:

1) Sin control automático (en el cual los taps son asumidos como fijos)2) Regulación Automática de Voltaje (AVR)3) Control de Potencia Reactiva4) Control de desfasaje

• CONTROL DE VOLTAJE DEL TRANSFORMADOR

Cuando está activa la opción regulación automática de voltaje (AVR), eltransformador cambia automáticamente los taps para mantener elvoltaje en la barra regulada dentro de un rango comprendido entre elmínimo y máximo valor especificado (dados en por unidad). El controlautomático es posible solo si la barra regulada ha sido especificada.Estos valores pueden ser vistos activando el botón Opciones deControl Automático. Note que el campo Sensitividad de Tap suministrauna estimación del cambio de voltaje en la barra controlada si el tap esincrementado por el tamaño del paso.

• CONTROL DE POTENCIA REACTIVA DEL TRANSFORMADOR

Cuando está activada la opción Control de Potencia Reactiva, eltransformador cambia automáticamente los tap para mantener el flujode reactivos (medida desde la barra de salida) a través deltransformador dentro de un rango especificado.

• CONTROL DE DESFASAJE

Cuando está seleccionado Control Automático, el ángulo de desfasedel transformador cambia automáticamente para mantener el flujo deMW (medidos en la barra regulada final) entre los valores de flujomáximo y mínimo. Los límites de los ángulos de desfasaje estánespecificados en los campos máximo y mínimo de fase (en grados). Eldesfasaje cambia en pasos discretos, con el tamaño de pasoespecificado en el campo tamaño de paso (en grados).

DANNA OUIROLA AIA4E1DA


Modelación de Generadores

Al igual que los transformadores para la correcta simulación de losgeneradores, los parámetros que deben considerarse son:

NÚMERO DE BARRA DE RECULACIÓN

Es el número de la barra cuyo voltaje está regulando el generador, éstaes usualmente, pero no siempre, la barra terminal del generador.Varios generadores pueden regular la misma barra remota, pero labarra regulada no debe ser otra barra de generación. Si el generadorestá en la barra oscilante, debe regular su propio voltaje terminal.

REGULACIÓN AUTOMÁTICA DE VOLTAJE HABILITADA

Cuando AVR está habilitada, el generador cambia automáticamente lasalida de potencia reactiva para mantener el voltaje terminal deseadodentro del rango de potencia reactiva especificado. Si un límite reactivoes alcanzado, el generador no será capaz de mantener el voltaje en elvalor deseado y su potencia reactiva deberá mantenerse constante eneste valor límite.

CURVA DE CAPABILIDAD DEL GENERADOR:

La salida de potencia reactiva de muchos generadores depende de lasalida de potencia activa del mismo, esta dependencia es expresadausando la curva de capabilidad. El simulador modela la curva decapabilidad usando una aproximación lineal. Esta curva se puedevisualizar gráficamente en el modo de simulación.

USO DE LA CURVA DE CAPABILIDAD

Si esta opción está activada, entonces los límites de potencia reactivadel generador están especificados usando la curva de capabilidad queexplica la dependencia de los límites de potencia reactiva en funciónde su salida de potencia activa.

DANNA QUIROLÁ AIMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO ¿ 6

Aplicaciones Computaclonales

Con el propósito de disponer de herramientas útiles y versátiles que permitanrealizar un rápido y eficiente análisis de la operación en tiempo real del SistemaNacional Intereonectado, en lo que se refiere a criterios de calidad de voltaje, sedetallan a continuación las aplicaciones que se desarrollaron en el presente trabajo detesis,

CDV (Cákülo de Desviaciones dp Voltaje)

CDV es una aplicación computado nal a manera de macro, impJementada con laayuda del Editor de Visual Basic de Microsoft Excel* que permite capturar desde la basede datos del CENACE, los correspondientes a voltajes de todas las barras del sistema yposiciones de los LTC's para los transformadores que ios poseen, y, llevarlos a unahoja electrónica, para eí análisis respectivo. Sobre esta base, el programa provee unaserie de pantallas en las que se detalla la siguiente información:

* Tablas con los datos horarios de voltajes de todas las barras delsistema,

+ Una tabla con las posiciones horarias de los LTC's de lostransformadores que los poseen.

* Tablas de porcentajes de desviación de las barras de 230 kV, 138kV, 69 kV, 46 kV y 34,5 kV con respecto a sus valores nominales,

* Una hoja de resumen diario de los máximos porcentajes dedesviación, tanto por exceso, como por defecto con respecto a suvalor nominal, para todos y cada uno de los niveles de voltaje.Además, permite registrar las horas a las cuales se presentarondichos porcentajes; y distinguir por medio de formato condicional,aquellos valores que sobrepasan los límites de desviacionespermitidas en la Regulación 009.

* Una lista de todas las centrales que las vincula con su gráficorespectivo.

* Una plantilla en la que se puede apreciar gráficamente para cadacentral, su perfil diario de voltaje, su curva de porcentaje dedesviación y la actuación del LTC (si lo tuviere).

* Una plantilla en la que se registran los datos horarios y diarios delos porcentajes de desviación presentados en cada central, de talmanera que se pueda tener un reporte mensual de la operación delsistema, para cada una de las subestaciones.

DANNA QU1ROLA ALMEÍDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRIC A ANEXO

A continuación se muestran las pantallas antes mencionadas:

DESVIACIONES D£ VOtTAJE

Día

Mas

oí

***•'

Calcuta desviaciones

Oer*r«r orifico

PLANTILLA DE DATOS

VOLTAJE* DE ENTREGA EM tUBHTACIONC* ML 4.N.I. fVtt I)PAGMA I

HMA £JtC«

46victHntu

158 1 46AHUTO

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M4MKM138

OfcOO 46,101-W 46BfcSQ 46,1OfcOO 45,664*0 456t&OO 45,6O&QC 45,8»7$C 4S4OfcOC 45,5

IfcOC 4611:00 46ttSC 461*00 45,914,00 45515:00 45,41fcOO 45,41TAC 457IfcOC 45,9IfcW 45,3

aotoo 45,3a 1:00 455

83:00 45$24*0 45,3

me149.*

139

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137.4

156,6136,8157,1

135,91Í6.I136,91W.3

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46,94*,*46,*

46,646.6

46«,14646

44,1

*S,6

*w45.745,945.»

45Í45,64S.9

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140,8

140,3

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139,3 69,3140,1 69.»

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69,769,1

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1SÍ.4

13B.3137,6136,6194,5

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136.8137,1137,1

140,1

136.61M.S137.8

139Í4

68.66Í.1

69,369,464,368,6

6fi68.168,1

68,1

69,7

áí.?6í!a66,069,269,2

153,1133.8154.»153,4

SC

137,9137.4tíT.S

1S5,4 67,9

136.6 68

«5«7,9«7,8

tí 669

68,466,6

69J68,9S9.4695

69,3

137137,1137

1*7,3

127,6159,913$,4130,6132,4131,2133,6

135,1

13515S1351351351351J5

1355

135.1

135,31Í5.51M,6

1»tS5

135,51345134,8

13Ú

67

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67,26767

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68,26ft,S

«7,6

6¿6$,f67,667,667,6

6867,768,1

67,467,6

135,4155,4145,9135

134,4134

133.8135,31475137

66,5

6856856864

67,867.768.468,?W,3

136,5 68,71W.8 68,9

196 68,5136.1 63.4136.5 6S.6136.5 68,61W,3 64,2130,7 H1Ü.Í 701315 68,31M.1 67,9

133Í3 63Í1134.2 6Í.7

14013»140140


ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXÓLO

PLANTILLA DE VÍNCULOS

•I SUB£STACtOfll VOLT )—-ftMBATn 13S

HfOROMACÍOM 13iS

MÁCHALA 136

MOJJftjQ 138PASCUALES 138

SAUTRAL-138

. .TQTQBAS.1M

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IBARRA.6S

PCT,in-MTROft»

PLANTILLA DE GRÁFICOS

DESVIACIONES DE VOLTAJE

HRTOVtEJO

***

t»

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•*.«

M» ti

DESVIACtOli DE VOLTAJE

• a i i 11 11 14 « 41HMUIC



PLANTILLA DE RESUMENLPJAR1Q

RESUMENENSUB ESTACK3NES DE ?30 KV

RESUMEN EN SUBESTACIONES PE 138 KV

RESUMEN EN SUBESTACtOMES DE 59 KV

t % DESVIACIÓN 1

1.2

L _>2 _ J-02-0.51.4

-1.5-2.01.9

HORA

20.00200020:0012:0023.0012:0013.0012:00

SUBESTACIÓN

MILAGRO

MOLINO

PASCUALES

OUEVEDO

RIO3AMBA

3. DOMINGO

S.ROSA

TOTORAS

% DESVIACIÓN ]

-0.7D2-1.6-1.7D O-2.7*£• i-0.2

HORA

14:0006:0014:0022:0006:0016:0019:0019:30

SUBESTACIÓN

MILAGRO

MOLINO

PASCUALES

OUEVEDO

RIO6AMBA

3. DOMINGO

S ROSA

TOTORAS

i % DESVIACIÓN I2.92.0-1.7

L 6-1 J1.4

4.31.01.2

-0.32.51.5

-0.31.91.42.03.32.6-2.21.30.31.23.11.4

HORA

060012:0012:0019.0024: DO14:0024:00193010'DO12:0020.0020.0007:0019:3007 DO21'DO12:0020.0019-3024:0007:0012.0023:00

SUBESTACIÓN

AGOYAN

AMBATO

CUENCA

ESMERALDAS

GLJANGOPOLD

HIDRONACIQN

BARRA

IOJA

MÁCHALA

MILAGRO

MOLINO

PASCUALES

POLICENTRO

PORTOVIEJO

POSORJA

PUCARÁ

OUEVEDO

S. DOMINGO

S.ELENA

S.ROSA

SALITRAL

TOTORAS

V1CENTINA

% DESVIACIÓN |

1.2

0.7-3.0-0.7-0.707-1.7-5.3-5.11.4

-20-1.4-1.4

„ _ ^5 , i-7.40.71.0

-39-3.2-25-051 4

-1.5

HORA

04:0015:0023:0023:0020:0001:0019:3019:0019:3023:0008:0023:0019:3019.0019:3006:0023:00D3:OD

17:0019:3014:0015:0019:00

SUBKTACION

AGOYAN

AMBATO

CUENCA

ESMERALDAS

GUANGOPOLO

HDRONACION

(BARRA

LUJA

MÁCHALA

MUW3RO

HOCINO

PASCUALESPOLICENTRO

PORTOU1EJO

POSORJA

PUCARÁ

OUEVEDO

S. DQMÍ-JGQ

S. ELENA

S «O5A

SALITRAL

TOTORAS

V1C ENTINA

LjtDESVMC¡ONT

0.3HORA

12:00CINTRA!

I BARRA

% DESVIACIÓN 1 HORA

-3.2 1400CENTRAL

BARRA

DANNDANNA OUIROJA AIME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANtXQ # ó

PLANTILLAS DE RESUMEN MENSUAL

RESUMEN MENSUAL DE DESVIACIONES b=

DANNA OU1ROLA ALME1DA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN ALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO # &

DANNA QUÍROIA AÍMFJDÁ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO #6

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO £ 6

SIMULPOWFR (Formato para Powerworld)

SIMULPOWER es una aplicación implementada también con la ayuda del editorde Visual Basic de EXCEL, que permite capturar desde la base de datos del CENACE, lainformación correspondiente a potencias de generación y demandas de todas y cadauna de las barras del sistema, para posteriormente ordenarlas y generar archivos conformato ,RAW, los mismos que pueden ser recuperados y claramente entendidos por e!SIMULADOR POWERWORLD para el análisis correspondiente de los flujos de potencia,este procedimiento se lo puede ejecutar para cualquier día y hora.

Una ventaja adicional que proporciona esta aplicación, es que con lainformación anterior se puede realizar un análisis de los factores de potencia quepresentan las empresas de distribución, pudiendo introducirse automáticamente lasmodificaciones y correcciones que fueren necesarias, de tal manera que dichos valoresse encuentren dentro de los límites establecidos en la Regulación 009, detallada en elcapítulo anterior. En las pantallas que despliega e! macro, se detalla la siguienteinformación:

4 HOJA DATOS: Tablas con los datos diarios de entregas a empresasinte reo nectadas, generación de las centrales de INECEL ygeneración de empresas interconectadas,

4 HOJA PIVOT: Tabla con los datos anteriores especificados para unahora en particular, misma que es seleccionada en la pantalla de

inicio.

* HOJA RESUMEN: Resumen de la generación y demanda de todas ycada una de las barras del sistema,

* HOJA PASO: Una plantilla en la cual se distribuye la generación enaquellas barras a las que se conectan más de un generador. En estaplantilla además se especifica cuales generadores están activados y

cuales están fuera de línea.* HOJA POWERWORLD: Un archivo POWERWORLD.RAW con datos de

barras, cargas, generadores, parámetros de líneas de transmisión,taps de transformadores y compensadores que operaron en el día yla hora seleccionados en la pantalla de ejecución del programa,

* HOJAS POWERWORLD-0.95 y POWERWORLD-0.98: Son archivos conformato raw, en los cuales se han incluido las modificaciones enlos valores de potencia reactiva que presentan las cargas de lasdiferentes empresas distribuidoras, de manera que cumplan con elfactor de potencia tanto transitorio, como con el que regirá desdeAgosto/00.


HOJAS FP-Q.95 Y FP-0.98: Proporcionan información de los desvíosde reactivos de cada agente distribuidor, tanto en forma horaria-diariat como en forma mensual,

A continuación se muestran las pantallas mencionadas.

GENERACIÓN DE ARCHIVOS -RAW

cernir¡Gen»r*r archivo Datos.SNl

Cateufw Ossvrás de Q

«BWWar archTvo .RAW

3* **" ftlQ

PANTALLAS DE DATOS

(TÜMMW)SANTA ftOM

TftAfO*KW

oco I t 6.8 7.B 11.1 - •10 3 30.4QM I4J & ite 4.7 2802:0 Si 14 76 ¿3 102 •12 129 24.9O&QQ 1B.1 K -tí -8.7 £9.3

05^30 6.a 14.7 06 -3.306:00 6.C 4 «.E & -ti ¿92 34.7

IB 49 13 123 10,4 8.5 36,2o&oo 4,5 57 16.6 135 41 6,3 -12 ¿u 44.309.00 4.4 13.7 Í41 34.4 -9,7 64? 56.81000 1? 5.7 19 141 39 45 10,1 -12 -9,7 64,1

39 10.7 -8,9tí 5.7 éi Í37 42,4 3,9 -S.3 66,9

13-00 K.1 66 17.9 41.4 10 448 66,14,2 17.1 33

*-14 -9.3

é? 17.1 t4 43.2 -1416,00 59 140 41.6 44 10.2 -19 242 63.617:00 tí 86 17.2 37.8 7,3 -16 23? 56.1IftOO él 17.2 tbé 41.6 47 5,4 -la1900 4,3 ¿é 17,6 13.2 2,2 50.5 4á 5,6 -16 -10,8 315 69.41930 4.3 tT.T t*1 tea H2 151 •lis -1Q.-6 7T.2

ISi

22SO i? 46 tai 7.2 -KM 231 40.5£3:00 U 14.2 US £0,4 35 -16 -toe 44.424-00 41 13.4 -1? -10,3 31.2

DANNA OU1ROLAALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AI.FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO í* 6

PIVOT

r*- ¡"úO

r¡

VAM OUIROLA AIMEIDÁ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANKXO#

RESUMEN

RESUMEN DE DEMANDA Y GENERACIÓN DEL S.N.I.

PoucentroPase Lia lesSalrtra

55.3 ¡ .14,543.'1 1 15,3135.3 í 60.5

EE S.ELENA

EE AMBATO

EMELMANABJEE CEN.SUR+AZO

EE,MIL AGROEMELRjOSEMELESA.EE S DOMINGOEE RIOBAMBAEMELBO

544,0 -. 2.0690 [ -2.0141.0 í -4.0

PAUTEPUCARÁAGOYANGZEVALLOS TV2G.ZEVALLOS.TV^.

ZEVALLOS TG4ESMERALDASS.ROSA,GyAÑGQPOLOGAS PASCUALESTRINITARIAMÉXICOECyAPÓWER-SELE .._[__ECUAPpWER-SpGQELÉCTRÓQÜIL - 2ELECTROQUIL-l 4ENERGYCÓRP

804.5 43 5123,1 29.6927 6 73.138.3 -222.0

DAN NA OUIROLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO fr 6

ARCHIVO POWERWORLD.RAW

LUJí.

LUJC1

23457

1415151713192021222425252728293031323334353637383941424344454647484950515253545556575859606263646869707172737475777878flO618283848586878389909192B394

102103112115116118122130131

DE POTKN.'TA DEL SHI

S DE prjTKNC1

1 PAUTE-Ali

' 5AUTE13S' ~'ftUTE230

•cuEwci'jy'CUENCA''"E'A'ITF; CV

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' LO JA''MLlM-r';=,!1

' MI LAGRO '

'KILAG138'6AÍÍAU13S1

'BABAKOYO1

'HP.CHA138'' MAC 1 1ALA1 '

•PASCU230'' PAflcrl 38'3. ELE 130'

' PASCUALS '•o.KI.lílSIA'

'POSORÍ3SJ1

' PGSORJAS '' • Í A I . T T f t á a '' TRINI- 3tl '

'TRINI23G''3AL1TI39 ''V-I- 'JKL'-Z'

'V-IHEC-31

'G TWKr:1 3 '"TRIIJITS91

'EÜUIL-6&'

'gutvEDO''FOI.IC1JÜ'

' FOLICEMT '';LiJiVS250'

'2UEVS138''-rTEVEPO''FOF-TOÍ30 '

• FORTOVI5 ''í..nG0230'•3.DGÜ13E1'

'S.DOMIHG''FF,M1¡;R138 '

*C. T. ESMK''ESMÉRALO''S/E19-AL'• n / ^ i y - p f t '• 3 . B.OS2 2 3 ''S.UOS133''3. ROL!-]* A''S ROS -MOV' ñ . A L E I S S *'3,ALE-1'A'

'G-3.ROSA'' KSPEJ1 39*

'ESPEJ-^3''VICEN-BA'", ÍCEN138'

'GUANSr;a'

'GTJANGQ20''UU'ACl Í81

'LATAC-íiS ''IBARIl-BA'' JBATÍIÍ138 '

' I BARRABA1

' PUCAR138 '• PUCARÁ*

•AMBAT1381

'TOTOR-5A'' TOTORl 38 '"i'oTiaííBC1

'R.IOBA¿30''RIOBA-69'

'AGOYA138''ABOYAN''AKBAT-BA'

1 TrjLCAHl 3 ''TI i,r»Nfi9''D-PERIPA'

'D-PE-138''POMAE138'1 POMA- BA '' GUAPA-BA1

'EMELG-tíTJ''KMEI r, m '*EILflJ3-liY'

' PAPA -ALT ''r'F.DEC113 '

ra n E AI13800138.00230.00

138.00

69.00013800

138.00

Q9.0002300069.000

13B.OO139.00

69.000138.0069.000

230.00138.00138.00

69-00069.000

138.0069.00069.00013800

230.00138.0013.800

13.80013.800

69.000

69.00069.000138.00

69.00023000

136.0069.00013800

39.000230.00133.00

69.000138.0013SOO

69.000138.0046000

230.00138.0046000

46.000138.0046000

13.80013S.OQ

23.00046.000138.00

138.00

6600138.00

69.00069.000138.0034-500

138.0013.800138.00

69.000138.00230.002300069.000

138.0013800

69.00013B.OD89.00013.800

138.00138.0023.00D69.000

68,00069.000138.00

138.00133.0059000

- DEMANDA DEL DÍA

127

311122121211112111121111412241111111111112142111111112111114

1

2112141111-121221241112111111

1/000.000

0.000

0.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.000

0.000

0.000Q.OOO

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0.0000000

0-0000-000D.QOO

0.0000.000D.ODO

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0.000G.OGO0000

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0.0000.0000.00000000.0000.0000000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.000

0.0000,0000.000

0.000

0.0000.0000-000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.000Q.QQO0.000

00000.000

0.00000000.000

0.00000000000

0.0000.00000000.0000.000O.QOD0.000

0.0000.000

MIEF.CC

O H : O C0.000

0.0000.000O.OOD

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0,000O.OOD

0.000

0.0000.0000.000

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0.0000.0000.000

0.0000.000

0.000Q.OOO0.0000.000

0.0000.0000.000

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0.0000.000D.ODO

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O.ODO0000

0.0000.00000000,000

0.00000000.000

0.0000000

0.0000.000ODOO

0.000

0.000ODOO

0.000

0.0000.000

0.000

0.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.00000000.000

0.0000.000

0.000

0.000O.ODO

0.0000.000

0.000D.OOO0.000

0.00000000.000Q.OOO

0.0000000

0.0000.0000.00000000.000

0.0000.000

0.0000.000

^ES

1111611161111115131112131241111111217121171411141112331133331113111118919111511110115121113320272713272

0.8S11 01474

1 017611.00811 0071.0251.00079099813

0.963830.954020 96482

0.96574099824094006

0.999180.938210.964520.926S3

0.99412

0.999450.9640G0.99771

0.96127

0.9419910.343570.98o.sa10.998170.98138

0.97076

0.85/09Q.9942B

0.94775

0.979080 994450.89231

0.994340 987930.98632

1 .00855Q.98S

10,»S54fl1.009720.9987fl

0.974311 017410 9S717

1.01711

1 01138109851 014110.99961.024151 01299

1.0130311 00390.999620.995151.02092

0.994211.005211.00631

1 .004961.00788O.S97641 .00492

0.996991.01360.961.00356

1.02535O.S970210.952761.010.99764

0.987260.984120954020 975931.029B7

09646096127

0-4.0356

-5.2065

-6.3539-7.5504

0.2613-8.7165

-9.401-13.8252

-15.7476-23069-17.8244

-18.0507-27.4788-2S.1527

-18.3846-22 769-25,8425

-246574-27 210fl

-24.3736-25.3423-29.0173

-24.6069

0-25.5397

-27.1619

-27.08470-26.1262

-29.0201-23.9775

-23.4047-27.1298-20.5171

-22.9323

-26.0052-30.7875

-33.7455

-18.1513-19.3281

-20.1255-22.3068

0-24.3508-1B.3B4B-20.322-16,1507

-17.1427-194676-18.5331

-18.1432-20.643-17,1776

-17.7078-18.8935

-18.179S-17.0554-17 05610-12.412S-13 1245-18.5139

-18.2378-188113-9.7574

0-7.7341-7.8036

-7.1043-10.9381-99337

-10.5986-3.38253.641-83389

-18.5215-18.73070-25.3369

-1B.3SS2-2D.9B29

-10.S776-24.6574

-15.7473-16.7078-16.5877

-22.7708-29 0173

OUIROLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO #6

138139148149165178191192202204208210212214216

218222224

226229230

232

233234241

242244245

246278

280

2822S4

263

2912S32943Q2

30430fl

310312

314313

313

322324329329330

332333334

341342344345

346347

34835D352

354355358

359

332374

375

378380382384388

391393394600601607

622627

62863163264S660S64670681

589693700

' WG-CONS '

'L'ALIJ'-EO.'

•KAWTA*

'E.DGO230''VAi'-GUflY'

'IfcAlUZíyF1

'IPIA1331

'l£.l.A13g '

•EAU-F1'

' PAU F; ••TRI-FÜ '

'TPI-Fl '

•MTI. F1 '

•MIL-FZ'

'BA3-F''?*AC F1 '

'PAS-F.L'

'PA3-F2'

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'PC o -F*' ?~L-F'

'SAf, F'

•"FICTUTI*

'CUE-F'

'Fir:T~CTA*'QTJE-F1'

'LOJ-F'

'yi.r?:-F?'•HAM-Fl'

' IBA- F 2 ''TOT Fl '

'AMB-F'

•3.IO-F'

•LiJVJ-E?'

' TUL-F'

•TPIA-F-

• TüT-1 2 '

•PAU-Tl'

TA1J-T2'

"TR1-T2'

'TF.I-T1'

'MlL-Tl'

'MIL-T2'

•BAB-T'

'^AP-Tl '

'PA2-T- '

'PAS-T2'

'íi!,t.-'t"

'POS-T'

'PÜL-T'

"Jf^L-'f

"FICTMOVI1'•.-.m-T'

•FICTICIA1

'QUE-Tl'

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"¿lili -T 2 '

' MAN- TI''MAN-T2'

"HDO-'i'J '

'SDO-T2-

'ESM-T'

'ÍÍRO-TI '

•S/Ej .y-T '

•VIC-Tl'

•virr T? '

'S.AI.E-T'•LAT-T"

1 TP,A TI '

•IBA- T t *

' TOT-T1 '

'AMR 7'' RIO- T ''SRO-T2 '

'TUL T"' I t Ifl--'1

"TOT-T2 '

•3-EQIL-2'

1 PAUTS-AB '' t-AUT^ n*

•Msxrco''G-PASC-JA'

'ECUAE--3E''V-EHii.L-1 '

•V-TRIN-1'

'ECUAP-SD'

'iiUAN+CHT'

'G-S.RÜ3A'

•CUMEA13. '' PUCARÁ. '

' ACJÜYAil '

1 D-EERIPA'

'G-EQIL-2'

59000

59000

69.000

230.00

69000

138.00

13S.OO

115.00

0.000

0.000

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Ü.ODOO.ODO

0.000

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0.000

0,000DOGO

0.000

0.000

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0.000

0.0000.000

0.000

00000.000

0000

00000.000

0000

000013.80013.800

13.800

13.800

13.800

13.800

13.600

13.BOQ

13.600

13.80013.800

13.800

13.800

13.800

0.00013.800

13.800

13.800

13.800

13.800

13.800

13.300

13800

13.800

13.800

13800

13.800

13.300

13 80013.300

0.000

13300

13.800

13.800

13.800

13800

13.BCO

13.00013 acó1 3.300

13.8QO

13.80013.SDO

13.800

13.300

13.800

13800

13.800

13.80046.000

13.800

46.000

13.800

13800

13.800

13.800

112

11

112

111

4111111111111111111111111111141

1

111

111

11

1

11111

111

1111

1111

11

111

11114

222

4244

222

24244

0.0000.0000.000

0.0000.000

0.0000.000

0.0000.0000.000

0.000

0.000

0.000

0.000

0.0000.000

0.0000.0000.000

0.0000.0000.000

0.000

0.0000.000

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

O.ODO

0.000

0.0000.000

0.000

0.0000.000

0.0000.000Ü.ODO

0.000

0.000

D.OOO

0.000

0.0000.000

0.0000.000

00000.0000.000

0000

0.000

0000

0000

0.0000.000

0000

0.0000.000

0.000

0.0000.0000000c.ooo0.000O.OQD

0.000O.QOO

0.000

0.000

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0.0000.000

0.000

0.000

0.000O.OOD

0.000

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0.000

D.OOO

0.000

0,0000000

0.000

0.000

0.000OOGO

0000

O.QOO

0.000

0.000

0.000

O.OOD

0.000

0.00000000.000

0.0000.0000.000O.OODO.OOD

0.000

0.000O.OOD

0.000

0.000O.OOD

0.000

0.000

O.QQO

0.000

0.000

0.0000.0000.000

0.0000.000

0.0000.0000.000

O.OOD

0.000

0.000

0.000

0.000

0.0000.000

O.ODO

0,000D.OOO

0.000

0.000

0.000

0.0000.000

D.ODO

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DANNAOVIROLAALMEinA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANKXQ # 6

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DANNA OVIROLA ALMEIDA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO#6

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-0.0158D0,044620,049800.00010-0.00430-Q.013400.346600.346800.01248Q.092900.11250-0 01250008490

-15.0DO-32.000-32.000-3D.OOQ-2Q 000-20.000-10.000-10000-10.000-30.000•11 000

-11.000-11. DOO

CDOO-20.000-30.000-11.000-40.000-35.000-35.000-10.000-10.000-10.000-10.000-20.000-9.000D.OOC

-1.0000.000OODO0000

-1.00000000.0000.00000000.0000.000

-10. DOO-1.000O.QOO

-10.000-4.00Q0.000O.OOD

-10.000-10.000-10.000-10.000-10.000-10.000-10.000-10.000

0000000.044100.04410OOOODOO.DOOOO0.000000.000000.000000.00000O.OODOO0.255830.255630.340670.340670.3S9200.29360O.OOOOD0.00000O.OOOOQ0.000000.000000.00000O.OB337O.ODOOOO.OQOOO0,00000D OOOOO0 OBS39OOOOOOO.OÜOOOOOOODO0.000000.085120.085120.035420.03073O.OOOOQO.OODOO0.00000

1.050001 .050001 .050001 .050001 .050001.050001.050001 .050001 .050001 .050001 .050001.050001.050001 .050001 050001.050001.060001 050001 .050001.050001 050001.050001.050001.050001.050001.050001.000001 .000001 .000001 000001.000001 ,000001 .ODOOO1.000001 .000001.000001.000001 .000001 050001 OOOOO1.030001.030001 030001,030001 .040001 040001.040001.040001.040001.040001.040001.040001.04000

1U.OO141.00141.00225.00225.00114.00114.00114.00114.00134,00442.0D442.00442.00442.00442.00442.00225.0022500134.00134.00134 DO134.00141.0090.0060 DO

40.0040,00442.00100.0020.00100.006000141.00141.00265.00141.0040.0040.006D.OD

0000Q00000000000000000

000

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00

00Q

0

0D

D0D

000Q

0000

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0.00

0.00

300.00300.000.000.00D.OO000

0.000.000000.000.00

0000.00

300.00300.000.00

0.000.000.000.00

80,0080.0053.00

53.000.00

133.000.00

133.0030. OQD.OQ0.000,00

000530053. QO80.00

40.000 0.00000 D.2D40C D.ODDOO O.DOOOO 1.0000085.000 O.OQOOO 0.22000 O.ODOOO 0 00000 1 ODOOO85.000 0.00000 0,22000 0,00000 0.00000 1 OOOOO80.000 0 OOOOO 0 159DO Q. 00000 0.00000 1.0000079.100 0.00000 0 22000 D.OOOQO O.DOOOO 1 .0000079.160 0 00000 0.22000 Q.OOOOO 0.00000 1 OOODO86.100 OOOODO 014120 O.QOOOO O.OOQOO 1.0000066.100 0.00000 0 14120 OOOODO O.OODOO 1.0000028.500 O.OOODO 0.16500 0.00000 0.00000 1 OOODO155.000 C OOOOO 0.15900 O.OÜOQO 0.00000 1.0000032.000 0.00000 013000 0.00000 0.00000 1.0000032.000 O.OOQOO 0.13000 0.00000 0.00000 1.0000032000 000000 0.13DOO 0.00000 0.00000 1.000002S.OOO O.DOOOO 0.20000 O.DOOOO O.OOOOQ 1.00000

100.000 O.QOOOO 0.19700 0.00000 O.OQOOO 1.00000125.000 O.OODOO 0. 1 1 400 0.00000 0.00000 1 .0000020.000 O.OODOO 0.16500 O.OOQOO O.ODOOO 1.0000058.000 O.OOQOO 0.11000 O.OODOO O.ODOOO 1.0000085.000 O.OODOO 0.15000 0.00000 0.00000 1.0000065.000 0.00000 0.1500D 0.00000 Q.OQOOO 1.0000040.000 0.00000 0.17100 0.00000 D ODOOO 1.0000040.000 0.00000 0.17100 0.00000 0.00000 1.0000040.000 0.00000 0.17100 0.00000 0.00000 1.0000040.000 0.00000 0.17100 0.00000 OOOOOO 1. ODOOO

153000 0.00000 0.19700 0.00000 Q.OOOOO 1.0000016.000 O.OQOOO 0.29000 O.ODOOO 0.00000 1,000005.000 O.OÜOQO 0.14000 0.00000 O.DOOOO 1.000008.000 D.ODOQO 0,20000 Q.OOOOO 0.00000 1 ODOOO

10.000 O.ODOOO 020000 Q.OQOOC 0.00000 1.0000024.000 O.OQOOO 020000 Q.OODOO O.DOOOO 1.00000

155.000 O.OOOQO 0.15900 Q.OQOOO O.QODOO 1 OOODO12.000 OOOODO 020000 Q.QQODO O.QOOOO 1.0000010.000 O.QOOOO 0.20000 OOOODO 0.00000 1 OOODO14.0DO OOCJODO 0.20000 0.00000 0.00000 1 OOODO13.500 OOOOOO 0.20000 0 OOOQO 0.00000 1000005,000 0.00000 0.20000 0 DOOOO 0,00000 1,000005.000 Q.OOQQO 0.20000 O.DOOOO O.OODOO 1 DOOOO1.500 0 DOOOO 0.20000 0.00000 O.OQOOO 1.00000

30.000 0.00000 0.12000 O.DOOOO 0.00000 1.0000023 000 0.00000 0.20000 O.QOOOO 0.00000 1.0000044.400 O.DOOOO 0.23800 O.DOOOO 0.00000 1.0000033.000 0.00000 0.2380D O.OODOO 0.00000 1.0000014.500 Q.OOQOQ 0,23800 0.00000 O.OOOQO 1 .0000020 000 O.OODOO 0.2000Q 0.00000 0.00000 1 .0000031.000 0.00000 0.1200D O.OODOD O.OQOQO 1.0000030.000 0.00000 0.12000 0,00000 D ODOOO 1.0000028.500 Q.OQOOO 0.1500D O.QQOOQ Q.QOOOO 1.0000028.500 0.00000 0.15000 0.00000 0.00000 1,0000028.50D O.OOOOQ 0.11000 O.OOOOD OOOODO 1.0000028500 0.00000 0.11000 O.OOOOQ 0.00000 1.0000028.500 OOOOOO D. 15000 0.00000 0.00000 1.0000040.000 O.OOOQO 0.13500 O.OOOQO 0 OOQOO 1.0000038.000 O.OOOOQ 0.12400 0.00000 0.00000 1.00000

0,00 1.02500 0.000 OOOOOO O.OOOOD0.00,,. O.QOOOO O.OOQOD 0.00000 0.000001 0.00.00,,. OOOOOO Q.OOOOD Q.OQOQO 0.000001 O.D375.00 1.00000 0.000 O.DOQOO O.OOOQO375.00 1 ,00000 0.000 0 OOOOO 0 OOOOO

0.00 1.02500 0.000 O.QOOOO 0.000000.00 1.05500 0.000 O.OODOO 0.000000.00 1,02500 0.000 O.OODOO O.ODOOOa.oa 1 02500 a.ooo o.oooco o.ooooo0.00 1 02500 0.000 O.OOQOO 0.00000

0.00,,, O.OOQOO 0.00000 OOOOOO 0.000001 0.0DOO.,. O.OOOOQ 0.00000 0,00000 0.000001 0.0000,, O.OOOOQ OQOODO O.OOOOO O.OQOOO 1 0.00.00... O.OOOOQ 0.00000 OOOOOO Q.OOOOQ 1 0.00.00.,. O.OQOOQ 0.00000 0,00000 0.00000 1 D.O000,,, D.OOOOO O.OOODO 0.00000 0.000001 0.0375.00 1.00000 0.000 0.00000 O.OOOQO375.00 1.00000 0,000 0.00000 OOOOOO

0 00 1 02500 0.000 O.ODOOO 0.000000.00 1.02500 0000 D.ODOOO 0.00000O.QO 1.02500 0.000 0.00000 0 OOQOOO.DO 1.02500 0.000 0.00000 OOOOOO

0.00,,, 0 OOODO O.DOOOO 0.00000 O.OQOOO 1 0.0100.00 1.00000 ODCO O.OOOQO O.QOOOO100.00 1.00000 0.000 OOOODO O.OOQOO63.00 1.00000 0,000 0.00000 0.0000063.00 1.05625 0.000 0.00000 0.00000

0.00,,. 0,00000 0.00000 O.ODOOO OOOQQ01 0.0167.00 1.00000 0.000 OOOOOO O.OODOO0.00,,, OOOOOO O.OQOOQ D.ODOOO O.QOOOO 1 0.0167.00 1.00000 O.OOD O.DOOOO O.OOQOO100.00 1.00000 0.000 O.DOOOO 0.000000.00,:. O.OOQOO 0.00000 O.QOOOO 0.000001 0.00.00, , 0 OOQOO O.ODOOO O.QOOQO O.QOOOO 1 0.00.00,,, O.OOQOO 0.00000 OOOOQO O.OOQOO 1 0.00.00,,, O.OOQOO 0.00000 OOOOOO 0.000001 0.0

8600 Q.975DO 0.000 0.00000 0.0000086.00 1.00000 D.ODO O.OOOOQ Q.OQOOO

100.00 C.950QO 0.000 0.00000 O.ODOOO

1 100.0

1 100.01 100.00 1000

0 100.00 100.01 1000

1 100,00 100.00 100.0

1 100.00 100.00 100.00 100.0

a 100.0D 100.0D 100.0Q 100.00 100.00 100.00 100.00 1QO.O0 100.00 100.00 10D.O

1 10001 100.00 100.00 10000 100.0Q 1DO.O0 1000

100.01QO.O100.0100.0

100.0100.0

0 100.0D 100.01 10001 100.0

1 100.0D 100.0

1 100.0

0 100.00 100.0

0 100.0

0 100.0o ioo.a0 100.01 100.00 10D.O

OOOOOO

0.00000Q DOOOO0.00000O.OOOQOO.QOOOOO.DOOOO0.00000

O.OOOOQO.OOOOQ0.00000O.ODOOO0.00000D.OOOOO

Q.OOOOOOOOODOOOOOOO0.00000

O.OOOQO

OOOOQO0.00000

0.000000.00000O.OODOO

35.00075.00075.00075.00071.00071.00073.0DQ73.00020.00013000017.00017.00017.0002500090.000120.00015 DOO

40,00050.DOD50.00040.00040.00043.00045.000105.00042.0005.0008.00010.00024.000130.00010.0008.00012.000130005.0005.0005.000

28.00023.00040.00030.00011.00020 DOO31.00029.00020.00020.00020.00020.00020.00040.00033.000

Q.OOOOO

0.00000OOOOOO0 DOOOO0.000000.00000O.QOOOO0.00000

0.00000O.OOOOQ0.000000.000000.00000O.OQOOO

OOOOOOOOOOOO0.000000 DOOOO

O.OÜOOQ

0 DOOOO0.00000

O.OOQOOO.OOQOOO.OOQOO

500020.00020.00030.00020.00020.00020.00020.0005.00030.0000.0000.0000.000500010.00010.0003.0DO5.0DO5.000saco0.000O.QOOoaoQ0.0000.00040001.0001.0001.0004.00030.0002.000O.OOD7.0000.0000.0000.0000.0005.0005.000

1D.OOO100003.0005.000100005.0005.00050005.0005,0005.0005.0005.000

1 0.0

1 0.0

1 0.01 0.01 0.0

0 0.00 0.01 D.O

1 0.01 0.01 0.01 00a o.o0 0.0

1 0.01 0.0

1 0.01 0.0

1 0.0

1 0.01 00

1 0.01 O.D1 OD

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALF ACI II ,TAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO «6

222224

2424

25

2525

252525

22225252627

224

27

232829

2930

31

313131

31232

32210

32

323334

38

333a393939

3939

1234

44445

45

4545

454647

474747

43•4343

4349

49494950

5024B

50

25052525455

55555757

575B

56625858

5658sa

254

5858

58

21862244

4422225

32344242

13025

224729

22611527

627226

62822Q

72S2283536

37131

13331

20632

332732210232138

-139208139139600700729241

23023049

149242

84

94241

242

245

2459494

246247143

148248

247

5757

24864852

5250

2505153

25225262

255

25585

852546268-63

686471

12223358

2S8884784

1

11

211111211

1

11

111

111

1

11

1

111111

11

1

11

1

11

2111111121121111121

11

21

1121

1121

111

111

11121

11

1111111

111

0.000000.000000.0157D0.015700.00000O.C9C8DO-Ooaso0.011700.00990O.OOQ900.009980.00000O.ODOOO0.033270 00000Q.OQOOO000000000000OOCOOQ0 000000.000000.075380.000000.000000.000000.000000.000000.000000.000000-00000O.OOOOD0.000000.000000.003100.00000o.ooooa0.013400.000000 052100.052100.000000000000000000.00000O.OOQOO0.000000.011400.011400.000000,036490.036490,000000.000000.000000.000000.077820.077 S20.00000Q.OOOQO0,171800.171300.00000OOOODO0.009000.009000000000,000000.130600130600.000000.000000.00000O.OODOO0.000000.000000.004600000000,000000.011800.011800.000000.012000.006620.005660.000000.00000Q.013100.03700Q.QQOOO000000000000000000o.ooaoo

-0.013100,472200,124200.124200,023100,27300Ü.07Q300.045500.035800.035900.02484

-0.003600,041300.100150-125000.00010

-0.006250.10230

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-0.015100.146400.14640

-0 010500.19310004960026400

-0.040500.146400 146400.149400 504SO0.085700.122200 094300.234100.418000.418000.424000.443000.443000.140000.140000.11670Q.4235Q0.347600.12330

-0.015800.105400.105400.25070D. 105400.047200.173800345800.171100.105200.098300259000.518300.442900 187700.692500262100229100 107600 259301 175900.350700.650700.107700.265900.679000.10580

0.000000.000000.000000.000000.00900O.OOQOO0.000000.000000.000000.000000.000000.005000.056790.05120Q 051 200.000000.00000O.OQOOO0.022090.000000.000000.000000.000000.000000.00000O.OOOOQ0.018900.000000.004350.000000000000.021S10.021610.000000.000000 075640000000.000000.005710000000.00000O.DOOQO0.000000.044170.012000.000000.000000.000000.000000.000000.00000O.OOOOQ0.001700.001700-000000.00000O.OOOOD0.000000.00000O.OOOOQO.OOOOQ0.000000.000000.000000000000.000000.000000 OOODO0,00000o.ocoooOQOOOO0.00000O.DOOQO0000000.000000.000000.000000.000000.000000.00000O.QOOOO0.00000O.QOQQO0.000000.000000.000000,00000O.ODOQO0.000000.000000.000000.00000000000

45-0030.0033.0033.00186.0060.0060.0033.0033.0033.0033.00180.0015000130.00180.0033.0033.003000ISO 00

40.0040.00200020.0020.00300040.00160.004000141.0033.0060.00189.00186.0060.0060.00442.0060.00

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15.001600200020.0050.00360060.0022.00300020.0020.0075.0075.0030.0075.0033.0020.0012.0020.0075.0040.0013.336.68

30.0030.0000.0020.0020.0033.0013336.66

15,001500330020.0015.0076.00

BCOO30.0044.0044000.0080.0080.0043.0048.0044.0044.00000000

0.000.0043.0048.0040.0000053,0053.0027.000.00

27,0040.000.00

0.000.000.00

44.0080.000.00

0.00300030.000.00300080.000.0080.000.000.00

44.000000.00

26.00260095.0095,0095.0026.0080.000000.0040.0022.0020.0022.0029.7026.7063.0048.0060.0027.5040.0026.0026.00100.001000040.00100.00440027.00160027.001000054 DO17.66836400030.00O.OC27.0027.0044.0017.66

8.6620.0020.0044.0026.6620.0010000

75 00 1 00625 0.000

30,00 1.00000 0.0000.00 1.00000 0.0000 00 1 00000 0.000

0.00.,, 0.00000 0.00000 000000100.00 1.00000 0.00010000 103125 0.00043.00 1,00000 0.00048.00 1.00000 0.0000 00 1 00000 D.ODO0.00 1 .00000 0.000

0.00,,, 0.00000 Q.OOOOO 0.00000000.,, O.OQOOO OQOOOO O.OODOO000,,, 0.00000 0.00000 0.000000.00,,, Q.OQOOO 0,00000 Q.QQQOQ

4300 1 OOÜOO O.OQO46.00 1.00000 00000,00 1.00000 O.OQO

0 DO,,, 0.00000 C.DOOOO 0.0000063.00 1.00000 000063.00 1.00625 0.00033.00 0.98125 0.000

0 00,,, 0 00000 0 00000 0.0000033.00 1,00000 0.00050.00 0.96875 0.0000.00 1.02500 0000

0.00.,. Q.OOOOO 0.00000 0.000000.00 1.02500 0000

0.00,,, 000000 000000 O.OOOOD44.00 1.00000 0.000

100.00 1.0000Q 0.0000.00,,, 000000 O.OODOO 0.000000.00,,. 0.00000 0.00000 0-OOOOQ100.00 1.00QOO 0.000100.00 1.00000 0.000

0.00,,. 0.00000 0.00000 0.00000100.00 0.97500 0.00010000 1.00000 0.0000.00,,, 0.00000 0.00000 0.00000100.00 1.0000Q 0.000

D.OD 1 .05070 0.0000.00 1.05070 0.000

44. OQ 1.00000 0.000D.OD, , O.OODOO O.OOOOQ Q.OOODOD.OD,, 0.00000 0 00000 Q.OOOOO

33.00 0.95000 0.0003.00 0.95000 0.000

95 00 1 OOODO 0.00095.00 1.00000 0.00095.00 1 OQOOO 0.00033 00 1 06250 0.000

100.00 1.00QQO 0.0000.00.,. 0.00000 Ü. 00000 Q.OOOOO0.00,,, OODOOO C 00000 0.00000

O.OC 1.00000 0.000O.DO 1.00000 O.OQO0 DO 1.00000 0.0000.00 1.00000 00000.00 1.000ÜO 00000.00 1.00000 00000.00 1.00000 00000.00 l.QOOOO 0.000Q.QO 1.00000 0.0000.00 1.00000 000050.00 1.00000 O.DOO33.00 0.85000 0.00033.00 1 .00000 Q.DOO

125.QO l.QOOOO 0.000125.00 1.00000 0.00050.00 1 OOCOD O.OOD

125.00 1 .00000 0.00056.00 1 .00000 0.00033.00 1 .00000 0.00020. OQ 1.00000 O.OOD33.00 1.00000 O.QOQ

125.00 1.00000 0.00066 00 1 ODOOO 0.00022.00 1 00000 0.0001100 1.00000 0.00050 DO 1 OOODO Q.ODO30.00 1 OOODO D.ODO

Q.OO,.. 0.00000 Q.OOOOO 0.0000033.DO 1 .00000 0.00033.00 1 DOOOO D.OOO56,00 1 .00000 0 ODO21.00 1.00000 Q.OQO11.00 1.00000 0.00025.00 1.00000 000025.00 1.00000 0.00053.00 1.00QOO 0.000

10000 1.00000 0.00025.00 1.00000 0.000

125.00 1.00QOO 0.000

O.OODDO D.ODOOO0.00000 0.00000O.OOOOD 0.00000O.OOQOD 0.00000

0.00000 1 Q.O0.00000 0.00000Q.OQOOO 0.000000.00000 0.00000O.OOOOD 0.00000Q.OOOOO 0.000000.00000 Q OOODO

O.OOOOQ 1 0.0Q.OOOOO 1 0,00.00000 1 0.00.00000 1 0.0

0,00000 0.00000O.OOOOD 0 OOODO0.00000 000000

0.00000 1 0.0D.ODOOO OOOQQOO.ODOOO 0 OOODO0.00000 0.00000

D.ODOOO 1 0.00.00000 0 DOOOOO.ODOOO 0.00000D. OOODO 0.00000

0.00000 1 0 00,00000 0.00000

D.OOOD0 1 0.00.00000 0.000000.00000 0.00000

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0.00000 0.00000O.OOQQO 0.00000

0 00000 1 O.D0.00000 0.000000,00000 0.00000

0 DOOOO 1 0.0000000 0.000000.00000 0.000000.00000 O.OOCOO0.00000 000000

0.00000 1 0.00.00000 1 0.0

000000 O.OOOOQ0.00000 0.000000.00000 0.00000O.OODOO D.ODOQO0.00000 0.000000,00000 Q.OOOOOO.OOOOD D.OOOOO

0.00000 1 0.00.00000 1 0.0

0.00000 0.000000.00000 0000000.00000 0.00000O.ODOOO 0.00000D.OOOOO 000000Q.OQOOO 0,00000D.ODOOO O.OOOQO000000 O.DOQOO0.00000 000000O.OQOQO 0.000000 OOODO 0.00000Q 00000 0.00000Q. 00000 O.QOOOO000000 O.OODOO0.00000 0.00000O.OOOQO 0.00000O.DOOOO 0.00000000000 O.OOOODO.QOOOO O.OOOODO.DOOOO 0.00000OOQDOO Q.OOOOD0.00000 0.000000.00000 0.000000.00000 0.00000oooooo D.ODOOO0,00000 0.00000O.OOQOO Q.OOOOO

a.oaooD 1 o.o0.00000 0 00000O.OOOOQ Q.OOOOOO.ODOOO O.OQOOO0.00000 0 OOODOQ.OQOOO 0.00000Q.ODOOO O.OQOQOD 00000 O.DOOOO0.00000 0 DOOOOQ. 00000 0,00000OOOOOO O.OOOQO000000 0.00000

0.000000.000000.000000.00000

0.000000.000000.000000.00000O.OQOOOO.OQOOO

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D ODOOOoooooo

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O.QOOOOO.OODOO0.00000O.QOOOOO.QODOO0.000000.00000

0.00000O.OOOOD0-000000.00000D.ODOOD0.00000D.OOOOOO.ODOOQO.OOOQOo.aoooo0.00000OODOOO0.00000O.OOOQO0 OQOOOC 000000.00000oooooo000000O.QOOQOo.aoooo0.00000O.OODOO0.00000o.ooooa0.000000.00000

Q.OOOOO0.000000.00000D.OOOOOD.OOOOO0.00000o.ooooaD.OOOOOo.oooocO.OQOOOD.ODOOO

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0.00000 1O.OODOO 10.00000 10.00000 0

0.00000 10.00000 1O.OODOO 10.00000 10.00000 1O.OOOOD 1

0.00000 10.00000 10.00000 0

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D.OOOOO 10 00000 1

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0.00000 0O.OOQOO 0O.OQOQD 00.00000 00.00000 00 00000 00.00000 10,00000 0D.ODOOO 0O.ODOOO 1Q.OQOOC 1D.ODOOO 1a OOODO 1O.OQOOO 1O.OQODO 10 QOOOO 10,00000 00.00000 10 OCQOD 10.00000 1O.UOOOO 10.00000 1O.OOQOO 10.00000 10.00000 1O.OOOQO 10.00000 1

Q.OOOOD 1Q.OQOOO 10.00000 10.00000 1O.OOOQO 10.00000 10.00000 10.00000 1a.ooooo 10.00000 1Q.ODOOO 1

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D.Q00

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00

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0.0O.D0 D

O.D

O.Q0.00.00.00.0000.0

'i>:¡n¿

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ANEXO * 6

255

258259282374

275

2782SO

282284

2&a291293294

72S728

15

2022

224

283038434646

485456

39596375

7779

92103192

355

358359362374

375

378360

382

3643flS

391393394

829929

244

21821S

27

226229

208230245246

247252255

66288262274

275278

291102293

0 00000 0.171 1D

0 00000 0.109700 00000 0.10970

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0.00000 0.323300.00000 0.32330

-15-20-22

27-2B-30

-38-43-46-48

•48

-54-56

-69-59-63-75

-77-79

-92

.10000 0.90000

.10DOO 0.90000

.10000 0.90000

.10000 0.90000

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.10000 0.900CO

.10000 0.90000

.10000 0.90000

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.10000 0.90000

.10000 0.90000

.10000 0.90000

.10000 0.9000010000 0.90000

.10000 0.90000

.10000 0.90000

.10000 090000

.10000 0.90000-103 1.10000 0.90000

0 1 15000 0 35000

0 00000 20.00 27 00

0.00000 11.00 14.00

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'EERIOBAM''EEMILAGR'

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'EESUR-L•COTOPAXI1•EMELBO'EMEL-TUL

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•EMLGUR-P''COLOMBIA'

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-20.00

-12.00

0.00-13.50000000

-690-6.600.000.00

1 -10.001 -10.001 -18.002 - 6.002 -10.002 - 6.001 -10001 -10.00

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DAÍMA QUIROLA ALMEIDA


HOJAS Fp^_0,_95_CQMQS__Jiorarip_SjrdiarlQsE



^^

DANNA OUmOLA AL\-IEIDA


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1 Este mismo íbrmato lo presentan los archivos POWERWORLD-0.95.raw y POWER WORLD-0.98 .raw2 Igual formato presenta la hoja FP-0.98.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL...ESCUELA POLITÉCNIC A NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA...

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