ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · ii declaraciÓn nosotros, gustavo rafael sÁnchez iÑiguez y...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

ELECTRÓNICA

ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO ECUATORIANO UTILIZANDO EL SOFTWARE

NEPLAN.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ

DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA

DIRECTOR: DR. HUGO N. ARCOS M.

QUITO, NOVIEMBRE, 2007

II

DECLARACIÓN

Nosotros, GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES

SIMBAÑA, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra

autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación

profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,

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

la normatividad institucional vigente.

GUSTAVO R. SÁNCHEZ I. DANIEL E. TATES S.

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por GUSTAVO RAFAEL

SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA, bajo mi

supervisión.

Dr. Hugo N. Arcos M.

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

DEDICATORIA

El presente proyecto de titulación está dedicado a mi madre, quien ha sido el pilar

fundamental en la formación humana y profesional en mi vida, es la luz de mi

existir y el ejemplo a seguir, con su valentía y optimismo ante la adversidad me ha

enseñado que la esperanza es lo ultimo que se pierde y mas aun las ganas de

vivir, gracias madre mía por todo lo que me has dado. A mi familia, tíos, amigos,

compañeros y docentes que de una u otra manera me supieron guiar y apoyar en

los momentos difíciles de mi carrera finalmente a mi novia quien ha sido la

persona que me supo entender y me brindó toda su confianza para alcanzar mis

objetivos.

Gustavo S.

Este logro lo dedico de manera muy especial a mi madre que con su esfuerzo y

único apoyo me brindó la oportunidad de educarme y salir adelante. También a mi

esposa y a mi padre que en su momento supieron darme su apoyo, a mi hermana

por su paciencia, a mi tía Mercedes por sus sabios y valiosos consejos, a mi hija

Daniela Valentina que es una bendición y motivación para alcanzar esta meta y

continuar con mis otros sueños. Y como no hacerlo a todos mis amigos y

compañeros que supieron extenderme su mano y ayudarme, en especial a Raúl,

Rodrigo y Gustavo.

Daniel T.

V

AGRADECIMIENTOS

A Dios quien con su cuidado y bendición supo guiarnos para cumplir nuestros

objetivos.

Queremos expresar nuestros más sincero agradecimiento al Dr. Hugo N. Arcos M.

por el apoyo, guía y comprensión demostrada en la realización del presente

proyecto de titulación.

Al CONELEC, a la Dirección de Planificación, al Ing. Medardo Cadena y al Ing.

Diego Echeverría, por permitirnos el uso de la herramienta computacional

necesaria para la simulación y análisis del proyecto (NEPLAN) y por la ayuda

brindada.

AL CENACE, Área Post Operativa (DOP) y Dirección de Planificación (DPL) y a

TRANSELECTRIC, departamento de Protección y Control de Operación y

Mantenimiento, por facilitar la información de operación, falla y mantenimiento de

los elementos del SNI, necesaria para la elaboración de la base de datos

estadística.

A la Escuela Politécnica Nacional, a la Carrera de Ingeniería Eléctrica, por los

conocimientos impartidos a lo largo de nuestra formación profesional en esta

valiosa institución.

Gustavo S. y Daniel T.

VI

CONTENIDO

CARÁTULA……………………………………………………………………………….I

DECLARACIÓN………………………………………………………………………….II

CERTIFICACIÓN………………………………………………………………………...III

DEDICATORIA…………………………………………………………………………..IV

AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………….V

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XIII

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XV

RESUMEN .......................................................................................................... XVI

PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII

CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1

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

1.1 OBJETIVOS ............................................................................................. 3

1.1.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................. 3

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................... 3

1.2 ALCANCE ................................................................................................ 4

CAPÍTULO II .......................................................................................................... 6

2 FUNDAMENTO TEÓRICO .............................................................................. 6

2.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 6

2.2 DEFINICIONES........................................................................................ 7

2.3 METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD .................... 9

2.3.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN

PRECISA DEL PROBLEMA A RESOLVER. ..................................... 9

2.3.2 DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA ....... 10

2.3.3 MODELACIÓN MATEMÁTICA .................................................... 11

2.3.4 DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE

CÁLCULO APROPIADOS ............................................................... 11

VII

2.3.5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ................. 12

2.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE COMPONENTES............. 12

2.4.1 COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR

FALLA ............................................................................................. 13

2.4.2 COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y

MANTENIMIENTO .......................................................................... 20

2.5 PROCESOS RENOBABLES .................................................................. 24

2.6 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ........................................................... 30

2.6.1 DEFINICIÓN DE LOS COMPONENTES Y CONDICIONES DE

CONTORNO PARA EL CÁLCULO ................................................. 31

2.6.2 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO ............................................ 32

2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos ........................................ 32

2.6.2.2 Procedimientos analíticos ........................................................... 33

2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN ............................ 33

2.7.1 INDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 33

2.7.1.1 FOR ( Proporción de salida forzada) ........................................... 33

2.7.1.2 EFOR(Proporción de salida forzada equivalente) ....................... 34

2.7.1.3 Disponibilidad .............................................................................. 34

2.7.1.4 Disponibilidad para generadores ................................................. 35

2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores ................................................. 35

2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores ............................. 36

2.8 CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ................................. 36

2.8.1 ÍNDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 36

2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión ................................... 36

2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores ........................................... 37

2.8.1.3 Disponibilidad para reactores ...................................................... 37

2.8.1.4 Tasa de fallas .............................................................................. 38

2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión ................................... 38

2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores ........................................... 38

2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores ...................................................... 39

2.8.1.8 Tiempo medio de reparación ....................................................... 39

2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión ............... 39

2.9 GENERACIÓN COMPUESTA Y CONFIABILIDAD EN

VIII

TRANSMISIÓN ...................................................................................... 40

2.9.1 EL CRITERIO (n-1) ..................................................................... 41

2.9.2 íNDICES DE CONFIABILIDAD ................................................... 42

2.9.3 DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE

CONFIABILIDAD EN SISTEMAS .................................................... 45

2.10 CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD .......................................................... 45

2.10.1 DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE

CARGA A SER CONSIDERADOS .................................................. 46

2.10.2 DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ................... 46

2.10.3 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA .............................................. 46

2.10.4 SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA ............................................ 46

2.10.5 ACCIONES CORRECTIVAS ....................................................... 47

2.10.6 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD ............................ 48

CAPÍTULO III ....................................................................................................... 49

3 METODOLOGÍA ........................................................................................... 49

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ..................................................... 49

3.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN ............................................... 50

3.2.1 CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 51

3.2.2 BASE DE DATOS PARA GENERADORES ................................ 51

3.2.3 BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE

TRANSMISIÓN ............................................................................................. 55

3.2.3.1 Transformadores ......................................................................... 55

3.2.3.2 Líneas de transmisión ................................................................. 60

3.2.3.3 Barras del SNI ............................................................................. 66

3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES

DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL SOFTWARE NEPLAN .... 74

3.3.1 CONSIDERACIONES GENERALES .......................................... 74

3.3.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 75

3.3.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN............................. 76

3.3.3.1 Modelo de Red ............................................................................ 77

3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores ................ 77

3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga........................... 78

IX

3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga ..................................................... 78

3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos ...................................... 78

3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema .......................................................... 79

3.3.3.5 Modelo de carga .......................................................................... 79

3.3.3.6 Modelo de generador .................................................................. 79

3.3.4 SECUENCIA DE OPERACIONES EJECUTADAS DURANTE EL

CÁLCULO DE CONFIABILIDAD ..................................................... 80

3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla ....................................... 81

3.3.4.2 Análisis de efecto de falla ............................................................ 82

3.3.5 CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ......................... 82

3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red ..... 84

3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades

Generadoras ............................................................................ 85

3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores ....... 86

3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas ........................ 87

3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras ........................ 88

3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores .............. 89

3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas ....................... 90

3.3.5.2 Parámetros de cálculo ................................................................. 91

3.3.5.2.1 Opción de menú General ......................................................... 92

3.3.5.2.2 Opción de menú Modelos de falla ........................................... 93

3.3.5.2.3 Opción de menú Límites de cargabilidad ................................. 94

3.3.5.2.4 Opción de menú Características de carga ............................... 94

3.3.5.2.5 Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad ................... 96

3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad ............................................................. 96

CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 97

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL

SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN

EN EL PROGRAMA NEPLAN .......................................................................... 97

4.1 INTRODUCCION ................................................................................... 97

4.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES ................................................ 98

X

4.3 INGRESO DE LA CURVA DE CARGA DIARIA CARACTERÍSTICA DEL

SISTEMA ................................................................................................... 98

4.4 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ............... 99

4.4.1 OPCIONES DE FILTRO .............................................................. 99

4.4.2 RESULTADOS EN NEPLAN ..................................................... 103

4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN PREVIA A LA

OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD. ............................ 104

4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................. 104

4.6.1 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO

2007 PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA ... 105

4.6.1.1 Índices por carga ....................................................................... 106

4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla ....................................... 107

4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 108

4.6.1.3.1 Caso C_Jivino ....................................................................... 113

4.6.1.3.2 Caso C_ EMELRIOS_BAB ................................................... 115

4.6.1.3.3 Caso C_ EMEPE_POS ......................................................... 117

4.6.1.3.4 Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS ...................... 118

4.6.2 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO

2012 PERÍODO DE MÁXIMO DEMANDA HIDROLOGÍA SECA .. 121

4.6.2.1 Índices por carga ....................................................................... 122

4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla .......................................... 123

4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 124

4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012

MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE

CONFIABILIDAD ..................................................................................... 125

4.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007

Y 2012. ...................................................................................... 126

4.7.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................... 128

CAPÍTULO V ...................................................................................................... 130

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 130

5.1 CONCLUSIONES ................................................................................ 130

5.2 RECOMENDACIONES ........................................................................ 131

XI

CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 133

6 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 133

ANEXOS ............................................................................................................ 136

ANEXO 1 ............................................................................................................ 137

TABLA 1: DATOS GENERADORES ............................................................................................................. 137

TABLA 2: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230 KV ............................................................................. 140

TABLA 3: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 138 KV ............................................................................. 142

TABLA 4: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 69 KV ............................................................................... 144

TABLA 5: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 230 KV 3 DEVANADOS ................................................ 145

TABLA 6: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 138 KV 3 DEVANADOS ................................................ 146

TABLA 7: DATOS DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS ....................................................... 147

TABLA 8: DATOS DE BARRAS A 230 KV .................................................................................................... 150

TABLA 9: DATOS DE BARRAS A 138 KV ................................................................................................... 151

TABLA 10: DATOS DE BARRAS A 69 KV .................................................................................................... 153

ANEXO 2: ........................................................................................................... 155

TABLA 1: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2007....................................................................... 155

TABLA 2: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2007 ...................................... 157

FIGURA 1: FRECUENCIA DE FALLA – AÑO 2007 ....................................................................................... 157

FIGURA 2: TIEMPO DE FALLA – AÑO 2007 ................................................................................................ 158

FIGURA 3: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2007 ............................................................................. 158

FIGURA 4: COSTOS – AÑO 2007 ................................................................................................................. 159

TABLA 3: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2012....................................................................... 159

TABLA 4: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2012 ..................................... 161

FIGURA 6:TIEMPO DE FALLA – AÑO 2012 ................................................................................................. 162



ANEXO 3: ........................................................................................................... 164

DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA

SECA ................................................................................................................. 164

XII

ANEXO 4: ........................................................................................................... 165

DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA

SECA ................................................................................................................. 165

XIII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable .................... 13

FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t) ....... 15

FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables .................. 18

FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente ................ 21

FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas ........... 23

FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados ............................................... 25

FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t) .............. 26

FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F) .................................................................. 28

FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo ............. 81

FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............................................ 83

FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............. 84

FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica ............................................. 85

FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores ................................................. 86

FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas ................................................................. 87

FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras) .................................................... 88

FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores ........................................................ 89

FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga .................................................................. 91

FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad .......................................................... 92

FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga ................. 95

FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad. ............................................................... 96

FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema ............................. 99

FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro –

Fallas simples. .............................................................................. 100

FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad ............................ 102

FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN ................... 104

FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla. ............................................... 109

FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla. ....................... 110

FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla ............................. 111

FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de

falla ............................................................................................... 112

XIV

FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV .................................... 114

FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO ............................ 115

FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito

(L_MIL_BAB) .............................................................................. 116

FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito

(L_MIL_BAB) y transformador adicional ..................................... 117

FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS . 118

FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador

adicional ..................................................................................... 119

FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada ....... 120

FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador

adicional ..................................................................................... 121

FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema. ............................... 126

FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad. ........................ 128

XV

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento

de componentes no reparables. ........................................................ 17

TABLA 3.1 Índices Internacionales. ..................................................................... 76

TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SNI. ............. 95

TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema ................. 100

TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas .................... 103

TABLA 4.3. Índices de carga del sistema ........................................................... 106

TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga. ......................... 107

TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 107

TABLA 4.6: Índices de carga del sistema ........................................................... 122

TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga. ................................. 123

TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 123

TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos

escenarios. ...................................................................................... 127

TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada ................................................ 129

XVI

RESUMEN

El objetivo del presente proyecto es la determinación de índices de confiabilidad

del Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante la utilización del programa

computacional NEPLAN.

Se presentan los fundamentos teóricos para la evaluación de la confiabilidad en

sistemas eléctricos de potencia, en primer lugar se elabora una base de datos de

los elementos del sistema nacional interconectado que contiene las estadísticas

de la operación, falla y mantenimiento de los elementos.

En segundo lugar se efectúa un tratamiento de la base estadística elaborada para

tomar los datos necesarios que requiere el programa NEPLAN para la modelación

de los elementos del SNI y la simulación respectiva.

Posteriormente se presentan los resultados de la simulación para el período de

máxima demanda e hidrología seca correspondiente al año 2007, con los que se

procede a realizar el análisis para verificar el nivel de confiabilidad que posee el

sistema nacional interconectado SNI.

Finalmente se efectúa una simulación del SNI para el período de máxima

demanda e hidrología seca correspondiente al año 2012 con la finalidad de

proceder a la validación de las alternativas de expansión del SNI a través de los

índices de confiabilidad resultantes.

XVII

PRESENTACIÓN

La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en

producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer

la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo

requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad.

En los sistemas eléctricos de potencia, la confiabilidad se encuentra íntimamente

relacionada con la continuidad de servicio. Tener una adecuada seguridad,

calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo cual implica

numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema, específicamente en

cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento al mínimo costo con

aceptables niveles de confiabilidad, garantizando el suministro de energía

eléctrica.

El desarrollo de este proyecto de titulación se llevó a cabo en coordinación con la

Dirección de Planificación del CONELEC y el Departamento de Planificación del

CENACE. El software empleado (NEPLAN) fue facilitado por la Dirección de

Planificación del CONELEC.

En el presente trabajo de investigación se realiza un análisis de confiabilidad del

Sistema Nacional Interconectado mediante el uso de una herramienta

computacional, el software NEPLAN, en el que se consideran tanto el sistema de

generación como el de transmisión, se realiza un análisis considerando dos

escenarios, el primero para el año 2007 y el segundo para el año 2012, ambos

considerando condiciones de hidrología seca.

Los resultados obtenidos, contienen la información que posibilita saber en qué

niveles de confiabilidad se encuentra el Sistema Nacional Interconectado, así

como permite realizar un análisis técnico y económico para la validación de

planes de expansión.

1

CAPÍTULO I

1 INTRODUCCIÓN

La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en

producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer

la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo

requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad. Los

requisitos de calidad técnica están dados por límites admisibles de tensión y

frecuencia, el nivel de confiabilidad se mide a través de la continuidad del servicio.

En general realizar el estudio de sistemas considerándolos como una entidad

completa permite un análisis con mejores resultados de confiabilidad, pero la

complejidad de los SSEE introduce la necesidad de subdividirlos en partes a ser

analizadas en forma separada. Por tal razón en este trabajo se analizará la

confiabilidad de dos de sus subsistemas conjuntamente, el “Sistema de

Generación” y el “Sistema de Transmisión”.

La función de los sistemas de generación eléctrica es el convertir cierto tipo de

energía primaria en energía eléctrica, la cual es aprovechada por el consumidor

según sus requerimientos. De esta manera se establece que es responsabilidad

del sistema de generación el mantener el balance entre generación y demanda,

en cada instante de tiempo.

Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,

con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la

transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los

centros de carga.

La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía

para transportarla y satisfacer a los puntos de carga. El análisis de confiabilidad

incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del suministro.

2

El Sistema Nacional de Generación junto con el Sistema Nacional de Transmisión

representados a través del Sistema Nacional Interconectado (SNI), requieren un

análisis de confiabilidad con el objeto de determinar en qué niveles de

confiabilidad se encuentra operando actualmente, qué niveles de energía no

suministrada posee, para de esta manera proceder a la validación de alternativas

de planes de expansión, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el

suministro de energía eléctrica.

Es por eso que se ha optado por realizar un análisis de confiabilidad que

considere tanto el sistema de Generación como la Red de Transmisión del

Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante el uso de una herramienta

computacional, en este caso el software NEPLAN que permite establecer los

índices de confiabilidad del sistema y los correspondientes niveles de energía no

suministrada, parámetro necesario para el estudio de planes de expansión de

sistemas eléctricos permitiendo mantener niveles de confiabilidad deseados.

3

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Determinar los índices de confiabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano en base

a un estudio de confiabilidad que considere tanto el sistema de Generación como

la Red de Transmisión del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Levantamiento de una base de datos que contenga las estadísticas de

operación, falla y mantenimiento de los principales elementos de la red del

Sistema Nacional Interconectado.

• Modelación de un Sistema Eléctrico de Potencia en el programa Neplan

para la realización de estudios de Confiabilidad en los que se considere

tanto el Sistema de Generación como el de Transmisión.

• Comparación de alternativas de planes de expansión mediante la

determinación de índices de confiabilidad en cada uno de los casos.

4

1.2 ALCANCE

Mediante inferencia estadística se realizará el levantamiento de una base de

datos referida a la operación, falla y mantenimiento de los principales elementos

del Sistema de Generación y Transmisión. La información utilizada para este

efecto provendrá de la Dirección de Operación del Centro Nacional de Control de

Energía “CENACE” y del departamento Protección y Control de Operación y

Mantenimiento de la Empresa Nacional de Transmisión “TRANSELECTRIC S.A.”

para los años 2001-2006.

El análisis de confiabilidad del sistema considera dos escenarios: el primero

correspondiente al año 2007 período de demanda máxima e hidrología seca y el

segundo para el año 2012 período de demanda máxima e hidrología seca, esto

debido a que actualmente el SNI se encuentra operando la mayor parte del año

en condiciones de hidrología seca, además en el período de demanda máxima e

hidrología seca se encuentra operando el parque térmico disponible casi en su

totalidad y también podemos mencionar que al realizar la base estadística de

operación, falla y mantenimiento existen una gran cantidad de fallas relacionadas

con el período mencionado. Para el año 2007 se trató de adaptar el diagrama

unifilar a la realidad existente, para el año 2012 se tomo como referencia el plan

de expansión proporcionado por el CONELEC para este año. En el caso de los

elementos que no poseen información de operación, falla y mantenimiento se los

consideró ideales en algunos casos, o se tomó información de elementos que se

encuentren cercanos o en la misma zona y en el caso de otros se tomó valores

internacionales. Tener conocimiento del comportamiento probabilístico de cada

uno de los elementos del sistema de generación y transmisión, permitirá evaluar

el nivel de confiabilidad del suministro de energía eléctrica para las diferentes

áreas del SNI.

La información resultante de la base de datos creada a partir del tratamiento

histórico de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI, será

previamente preparada según lo requiera el Programa NEPLAN para estudios de

5

confiabilidad. Con ello se garantiza resultados que reflejen el comportamiento del

SNI.

Los resultados obtenidos del programa permitirán realizar el análisis del valor

esperado de energía no suministrada con lo que se procederá a la validación de

alternativas de planes de expansión.

La evaluación de alternativas de Planes de Expansión, requiere de criterios que

permitan realizar una adecuada comparación técnico-económica. El cálculo de

índices de confiabilidad se constituye como una alternativa válida para realizar

dicha validación permitiendo además diferenciar aquellas áreas del sistema que

requieren un reforzamiento en sus redes de transmisión.

6

CAPÍTULO II

2 FUNDAMENTO TEÓRICO

2.1 INTRODUCCIÓN

Producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer

la demanda de los consumidores, es una de las principales funciones de un

sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE). Debiendo tener en cuenta

valores admisibles de tensión y frecuencia así como la continuidad del servicio.

El incremento en el tamaño y complejidad de los sistemas ha conducido a un

interés creciente por los modelos y procedimientos de cálculo para evaluaciones

cuantitativas de confiabilidad. En general realizar el estudio de sistemas

considerándolos como una entidad completa permite una evaluación de

confiabilidad de alta fidelidad, pero la complejidad de los SSEE introduce la

necesidad de subdividirlos en partes a ser analizadas en forma separada. En los

SSEE los principales subsistemas son los de generación, los de transmisión, las

subestaciones y los sistemas de distribución.

En este capítulo se hace referencia a los principales conceptos manejados en

confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia dando énfasis a los términos de

confiabilidad usados para el sistema de generación y transmisión.

7

2.2 DEFINICIONES[14]

Los términos relacionados con los estudios de confiabilidad de sistemas de

suministro de energía eléctrica son los siguientes:

Confiabilidad: Es la habilidad del sistema para proveer energía eléctrica a los

puntos de utilización en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad

y seguridad. La confiabilidad de sistemas de suministro de energía eléctrica

puede ser descrita a través de los siguientes atributos esenciales:

Adecuación: Es el análisis estático del sistema y valora la existencia de

suficientes instalaciones de transmisión y generación para atender la

demanda presente y futura del sistema, respetando los límites técnicos de

los componentes y teniendo en cuenta las salidas de servicio planificadas e

imprevistas de componentes.

Seguridad: La seguridad es la habilidad de un sistema para responder al

impacto de disturbios repentinos y corresponde a un análisis dinámico. Un

aspecto importante de la seguridad se caracteriza a través de la integridad,

definida como la capacidad de preservar la operación interconectada en

caso de ocurrencia de contingencias severas.

Integridad: Es la capacidad de un sistema para preservar la operación

interconectada.

Calidad: La calidad técnica de un sistema está relacionada con valores

dados por límites admisibles de tensión y frecuencia.

Sistema: Es un grupo de componentes vinculados con determinada configuración

para cumplir una función especificada.

[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.

Septiembre 2004.

8

Componente: Es un ítem con una función operativa determinada que se

considera como una unidad a los fines del análisis de datos de fallas y de la

modelación desde el punto de vista de la confiabilidad.

Estado: Es la condición en que se encuentra un conjunto de atributos en un

instante determinado.

Disponibilidad: Aplicado a componentes individuales o a sistemas, es el estado

en cual el sistema o componente se encuentra satisfactoriamente en

funcionamiento o en servicio.

Estado de disponibilidad: Es la condición de un componente cuando es capaz

de realizar las funciones de él requeridas.

Estado en servicio: El componente se encuentra disponible, energizado y

conectado al sistema.

Estado fuera de servicio o de indisponibilidad: Es el estado de un componente

caracterizado por su incapacidad para realizar las funciones requeridas.

Estado fuera de servicio parcial: Es el estado de un componente energizado

pero que no realiza algunas de sus funciones en el sistema.

Estado con capacidad disminuida: Es el estado de un componente que puede

ser puesto en servicio y realizar sus funciones pero no es capaz de operar con su

capacidad nominal.

Salida de servicio planificada: Salida de servicio para inspección, pruebas o

mantenimiento.

Salida de servicio no planificada: Toda salida de servicio no programada

previamente.

9

Salida de servicio forzada: Salida de servicio que no puede ser diferida.

Salida de servicio no planificada diferible: Salida de servicio no planificada

que puede ser diferida para realizar maniobras o transferencia de carga.

Salida de servicio de causa común: Salida de servicio de dos o más

componentes causada por un único incidente, no siendo la salida de un

componente causa de la salida de otro componente.

Perturbación: Evento que provoca variaciones en frecuencia, tensiones y/o

corrientes.

Falla: Evento con el que termina la capacidad de un componente para realizar su

función.

Carga no suministrada: Potencia de carga no abastecida debido a salidas de

servicio en el sistema de generación o transmisión.

2.3 METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD[14]

Las principales consideraciones a tomar en cuenta en cualquier estudio de

confiabilidad de un sistema eléctrico son:

2.3.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN PRECISA

DEL PROBLEMA A RESOLVER.

El objeto de este análisis es la determinación de qué y por qué se debe investigar.

Comprende el estudio exhaustivo de los procesos, comportamientos e

interdependencias que se presentan en la realidad. Generalmente resulta

necesario descomponer la instalación o sistema a estudiar en componentes con


Septiembre 2004.

10

determinadas vinculaciones entre sí. El grado necesario de desagregación

depende del problema a resolver. Una vez definidos los componentes deben

precisarse sus límites y condiciones de contorno.

Completada esta etapa puede definirse con exactitud qué problema aparece

como factible de resolver, qué aspectos no podrán ser investigados y qué

hipótesis simplificativas serán necesarias.

2.3.2 DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA

La base para cualquier estudio de sistemas técnicos es el conocimiento de los

datos que describen al sistema con sus componentes y condiciones de contorno.

Los datos se obtienen a partir de la observación del comportamiento de

componentes y sistemas en el pasado, resultando parámetros afectados de

incertidumbres debido a la limitación de las muestras disponibles.

En el caso de los sistemas eléctricos y debido a la gran confiabilidad de sus

componentes, es necesario evaluar la mayor cantidad de datos posible en forma

conjunta para asegurar la representatividad de las estadísticas de fallas y

disminuir las incertidumbres. Para incrementar la cantidad de datos se recurre a

una de las siguientes posibilidades:

• Recolección y evaluación en forma conjunta de los datos de la mayor

cantidad posible de componentes que de acuerdo a criterios determinados

pueden considerarse del mismo tipo.

• Incrementar el tiempo de observación del comportamiento del componente

tratado.

11

Ambas posibilidades pueden considerarse como equivalentes (principio ergódico).

En ambos casos debe tenerse en cuenta que los datos a evaluar en forma

conjunta satisfagan los requerimientos de homogeneidad de las muestras.

El problema de la inseguridad de los datos históricos, que se debe a las

cantidades finitas de muestras disponibles para su estimación, merece especial

atención en la evaluación de los datos históricos y en los cálculos posteriores.

2.3.3 MODELACIÓN MATEMÁTICA

Se realiza un proceso de abstracción que tiende a reemplazar el sistema real por

un modelo matemático que describe sus propiedades y comportamiento,

posibilitando el posterior cálculo numérico, se busca garantizar una alta

correlación entre los resultados del estudio (simulación) y el comportamiento real

del sistema. Sin importar que se apliquen las metodologías más poderosas o el

software más sofisticado para estudiar la confiabilidad a nivel de sistema, la

calidad de los resultados y por lo tanto el riesgo de su utilización, depende del

modelamiento de los componentes.

2.3.4 DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO

APROPIADOS

Con el objeto de determinar las magnitudes que describen el comportamiento del

sistema, se recurre en general a herramientas matemáticas conocidas realizando

las modificaciones y desarrollos adicionales que el problema concreto a resolver

requiera.

El criterio para la selección de los procedimientos de cálculo a utilizar es sobre

todo la exactitud de los resultados, sin olvidar que ella está fuertemente

condicionada por la exactitud de los datos disponibles y de los modelos

12

matemáticos. Una restricción adicional está dada por los requerimientos de

tiempo de cálculo vinculados con cada procedimiento.

2.3.5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS

La resolución de problemas de ingeniería es el análisis técnico-económico de los

resultados obtenidos en relación con:

• La estimación del comportamiento futuro del sistema.

• La influencia de determinadas variables sobre los resultados.

• La comparación de las variantes propuestas en un proceso de

planificación.

En el caso aquí tratado deben tenerse en cuenta los siguientes objetivos

fundamentales:

• Maximizar la confiabilidad del sistema.

• Determinar puntos débiles del sistema que exigen un refuerzo desde el

punto de vista de la confiabilidad.

• Minimizar los costos del sistema.

2.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE

COMPONENTES[14]

El desempeño en cuanto a confiabilidad de los componentes de un sistema

eléctrico depende de las características propias del componente (diseño,

fabricación y edad) y de condiciones locales como el medio ambiente y las [14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.

Septiembre 2004.

13

prácticas operativas y de mantenimiento (O&M), las cuales a su vez dependen de

la infraestructura, logística, tecnología, nivel de entrenamiento etc. Por lo tanto, la

información a ser utilizada para construir los modelos de los componentes del

sistema, debe ser real, es decir, colectada del sistema bajo estudio.

Aunque en la técnica siempre hay entre la ocurrencia de un determinado

fenómeno y sus causas una relación causa-efecto perfectamente definida, debido

a la complejidad de estas relaciones y al conocimiento incompleto de las mismas

no es posible prever con exactitud su comportamiento futuro.

La teoría de probabilidades ofrece la posibilidad de determinar funciones y

parámetros útiles para describir cuantitativa y objetivamente dicho

comportamiento.

2.4.1 COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR

FALLA

Los componentes de sistemas eléctricos están sujetos a mantenimiento

preventivo y son reparados en casos de defecto, con el objeto de simplificar el

análisis, en una primera aproximación se supondrá que no tiene lugar ningún tipo

de reparación.

Suponiendo que el componente sólo puede encontrarse en uno de los estados

operación O o falla F, se tiene el siguiente diagrama de estados y transiciones

posibles entre estados.

FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable

14

Si en el instante t = 0 un componente entra en operación, es de esperar, debido a

su limitada vida útil, que para cierto valor t ≥ 0 saldrá de servicio por falla.

Definiendo la variable aleatoria tiempo de operación To, se puede describir el

comportamiento del componente a través de alguna de las siguientes funciones:

Función de falla Q(t) , da la probabilidad de que como máximo hasta el tiempo t

el componente falle

)Pr()( 0 tTtQ ≤= [2.1]

Función confiabilidad R(t) , también llamada función de supervivencia, que da

la probabilidad de que el componente supere el tiempo de operación t

)Pr()( 0 tTtR >= [2.2]

Tal como se desprende de las Ec. [2.1] y [2.2] estas funciones son

complementarias, es decir

)(1)( tQtR −= [2.3]

Densidad de probabilidad de falla f(t) , es la función densidad de probabilidad

correspondiente a la distribución de probabilidad de falla Q(t) y da la probabilidad

de que la falla del componente se produzca en el intervalo [ t , t+∆t].

dt

dRtf −=)( [2.4]

Inversamente:

1)(

)·()(0

=∞

= ∫

Q

dftQ

t

ττ [2.5]

15

Tasa de fallas λλλλ(t), da la probabilidad de que el componente falle en el intervalo

[t, t+∆t] bajo la condición de que el mismo se encuentre todavía en operación en el

instante t. Para la deducción de la expresión de la función )(tλ se analizará el

proceso estocástico de la Figura 2.2.

t t’ t+∆t

O

F

t

X(t)

tt’ t+∆t

O

F

t

X(t)a) b)

X(t)=O: Operación

X(t)=F: Falla

FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t)

Para el cálculo de la probabilidad de que el componente se encuentre en el

estado F en el instante [t+∆t]se distinguirán dos casos:

a) el componente falla en el intervalo [t, t+∆t]

b) el componente falla antes de t

Con t' se designa el instante en que se produce la falla. En el caso a) vale:

)|,Pr().,Pr(),Pr( ' tttttOFtOttFa ∆+≤≤=∆+ [2.6]

Pr(OF) es la probabilidad de falla en el intervalo [t, t+∆t] bajo la condición de que

el componente se halle en operación en el instante t.

En el caso b) el estado F en t+∆t es un evento seguro:

16

),Pr(),Pr( tFttFb =∆+ [2.7]

La probabilidad total del estado F para t+∆t es :

),Pr(),Pr(),Pr( ttFttFttF ba ∆++∆+=∆+ [2.8]

),Pr()|,Pr().,Pr(),Pr( ' tFtttttOFtOttF +∆+≤≤=∆+ [2.9]

t

tttttOF

t

tFttF

tO ∆∆+≤≤=

∆−∆+ )|,Pr(),Pr(),Pr(

.),Pr(

1 '

[2.10]

t

tttttOF

t

tFttF

tOtt ∆

∆+≤≤=∆

−∆+→∆→∆

)|,Pr(lim

),Pr(),Pr(lim.

),Pr(

1 '

00 [2.11]

El miembro de la derecha de la ecuación [2.11] se denomina tasa de fallas )(tλ y

tiene la dimensión [ ] 1−t . De la ecuación anterior se obtiene

dt

tFd

tOt

),Pr(

),Pr(

1)( =λ [2.12]

Y considerando que:

)()Pr(),Pr(

)()Pr(),Pr(

0

0

tQtTtF

tRtTtO

=≤==>=

se obtiene

)(

)()(

)(1

1)(

)(

1)(

tR

tf

dt

tQd

tQdt

tQd

tRt =

−==λ [2.13]

17

Las cuatro funciones definidas en lo que precede, R(t), Q(t), f(t) y λ(t) contienen la

información completa sobre la distribución de los tiempos de operación, es decir

que describen completamente la variable aleatoria T0 . La Tabla 2.1 indica las

relaciones existentes entre estas cuatro funciones.

TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento de

componentes no reparables.

Q(t) R(t) f(t) λ(t)

Q(t) )(1 tQ− dt

tQd )(

dt

tQd

tQ

)(

)(1

1

−

R(t) )(1 tR− dt

tRd )(− dt

tRd

tR

)(

)(

1−

f(t) ∫t

df0

)( ττ ∫∞

t

df ττ )( ∫t

df

tf

0

)(

)(

ττ

λ(t) ∫−

−t

d

e 0

)(

1ττλ

∫−t

d

e 0

)( ττλ

∫−t

d

et 0

)(

).(ττλ

λ

En muchos casos es posible trabajar en forma más simple con parámetros de

estas distribuciones, siendo el valor esperado del tiempo de operación E(T0) el

más importante de ellos.

∫∞

=0

0 )()( dttftTE [2.14]

∫+−= ∞→

t

t

t dttRttRTE0

00 )(|)([lim)(

∫∞

=0

0 )()( dttRTE [2.15]

18

En el caso tratado hasta ahora, componentes no reparables, E(T0) representa la

vida media.

Para la determinación práctica de las funciones arriba tratadas se somete un

colectivo representativo de componentes a una prueba de duración, registrando la

cantidad nF(t) de unidades que fallan en el instante t. Siendo n la cantidad de

unidades observadas, se tiene:

)Pr()(

)( 0 tTn

tntQ F ≤==

∧ [2.16]

t

tn

tnnt F

F ∆∆

−=

∧ )(.

)(

1)(λ [2.17]

La tasa de fallas λ(t) puede estimarse fácilmente a través de la cantidad ∆nF(t) de

unidades que fallan en el intervalo [t,t+∆t] referida a la cantidad de unidades

todavía en servicio en el instante t y al periodo de tiempo ∆t.

En general para componentes no reparables se tiene una curva característica de

la tasa de fallas λ(t) en función del tiempo como muestra la Figura 2.3.

FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables

19

La duración de los tiempos T1 , T2 , T3 es distinta según los tipos de componentes, pero en general pueden darse los siguientes valores:

Fallas tempranas: 0)( <

dt

tdλ

Causas: defectos de material, construcción, acabado, montaje, etc. añosT 2........5.00 1 <<

Fallas aleatorias: ≅)(tλ cte

Causas: en general influencias exteriores (errores de maniobra, sobrecargas, factores climáticos)

añosTaños 50........52.......5.0 2 ≤≤

Fallas por envejecimiento o desgaste: 0)( >

dt

tdλ

Causas: envejecimiento de materiales, desgaste, fatiga añosT 50.......53 >

Un comportamiento tal como el de la Figura 2.3 puede ser descrito mediante la distribución de Weibull, cuyos parámetros λ y β se determinan de la siguiente

manera:

λ

β

βλ

−−=x

exF 1),,( [2.18]

La función de densidad de probabilidad es:

λ

βλλβ

λβλ

−−=

x

exxf 1),,( [2.19]

Cuando 1=λ la distribución de Weibull devuelve la distribución exponencial con:

βλ 1= [2.20]

Los distintos períodos en la Figura 2.3 pueden ser modelados variando los valores

del parámetro de forma β :

20

• β < 1: fallas tempranas

• β = 1: fallas aleatorias

• β > 1: fallas por envejecimiento

Para modelar la fase de fallas aleatorias se implementa la función exponencial

debido a que su característica principal es precisamente la constancia de la tasa

de fallas.

( ) ctet =λ [2.21]

( ) tetf λλ −= · [2.22]

( ) tetQ λ−−= 1 [2.23]

( )λ

λ 1··

0

== ∫∞

− dtetTE t

O [2.24]

Debido a la simplicidad del tratamiento matemático de esta función, ya que queda

completamente definida a través del valor esperado E(To), la distribución

exponencial tiene gran importancia en la teoría de confiabilidad.

2.4.2 COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO

La hipótesis realizada en el punto anterior de que los componentes no son

reparables no corresponde en general a la realidad en los sistemas de suministro

de energía eléctrica. Se deben considerar los siguientes tipos de actividad:

REPARACIÓN, comprende las tareas a realizar para restablecer el estado de

disponibilidad de un componente luego de una falla. Si se tiene en cuenta que el

instante en que se produce una falla no es conocido de antemano y que la

21

duración TF de la reparación es dependiente del tipo de falla, de la magnitud de

los daños, de los requerimientos de personal y del material para llevarla a cabo,

etc., se tiene que el estado reparación o falla es también de carácter estocástico.

Es decir que la duración TF debe considerarse como una variable aleatoria.

Para el proceso de reparación se tiene el diagrama de estados de la Figura 2.4.

FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente

La variable aleatoria TF puede describirse en forma totalmente análoga a T0 a

través de:

Función de reparación M(t), representa la probabilidad con la cual el

componente a más tardar luego del tiempo t está reparado.

)(Pr)( tTtM F ≤= [2.25]

Densidad de probabilidad de reparación m(t), representa la probabilidad de

que una reparación sea completada en el intervalo [t, t+∆t]

( ) ( ) ( ) ( )dt

tdM

t

tMttMlímtmt

=∆

−∆+=→∆ 0

[2.26]

1][)]([ −= ttm

( ) ( )∫=t

dmtM0

· ττ [2.27]

22

( ) 1=∞M [2.28]

Tasa de reparación µµµµ(t), es la probabilidad condicional referida al intervalo de

tiempo [t, t+∆t], de que la reparación se complete en dicho intervalo, bajo la

condición de que para t todavía no se había completado. La función µ(t) puede

deducirse en forma completamente análoga a la función λ(t).

( ) ( )( )

dt

tdM

tMt ·

1

1

−=µ [2.29]

1][)]([ −= ttµ

El valor esperado del tiempo de reparación E(T F), que es un valor que se

encuentra distribuido exponencialmente, si se asume que los tiempos se repiten,

como t, se puede calcular el valor esperado E el que está dado por:

( ) ( )∫=t

F dmtTE0

·· ττ [2.30]

Para variable aleatoria con una distribución exponencial TF vale:

( )µ1=FTE [2.31]

MANTENIMIENTO, comprende las tareas necesarias para conservar el estado de

disponibilidad del componente a través de vigilancia (inspección, medición,

pruebas) así como cambio preventivo de partes de la instalación.

Para conservar los componentes en condiciones de cumplir las funciones para las

que están destinados, son necesarias, además de las tareas de reparación,

trabajos de mantenimiento preventivo planificado tales como inspecciones,

pruebas y revisiones. Con lo que se trata de mantener durante un período

23

relativamente largo la tasa de fallas aproximadamente constante y baja, como se

muestra cualitativamente en la Figura 2.5.

FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas

Se considerarán sólo aquellos trabajos de mantenimiento preventivo que

requieren la salida de servicio del componente y dado que, tanto el punto inicial

como la duración aproximada de los trabajos de mantenimiento son conocidos de

antemano, no puede considerarse el mantenimiento como un evento estocástico.

La suma Tp1iN de todos los tiempos de mantenimiento en el intervalo considerado

TN se tiene en cuenta a través del factor de mantenimiento preventivo W.

N

NpN

T

TTW

1−= [2.32]

NT : intervalo de tiempo considerado

Tp1N = ∑i

pliT : tiempo total requerido para el mantenimiento preventivo en el

período TN

24

El factor W no es una probabilidad, ya que los tiempos tpli no son variables

aleatorias. W es un indicador de la indisponibilidad del componente debido a la

necesidad de mantenimiento.

Mientras las tareas de mantenimiento son preventivas y pueden planificarse con

anticipación, las de reparación se llevan a cabo por la necesidad inesperada de

restablecer la capacidad del componente para cumplir las funciones para las que

está destinado.

2.5 PROCESOS RENOVABLES[14]

El proceso estocástico correspondiente a la operación de un componente

reparable que está constituido por una sucesión de estados operación, falla,

operación, etc. es un proceso renovable.

La descripción de tales procesos se lleva a cabo mediante:

• la función de falla Q(t), es decir la distribución de probabilidad del tiempo

de operación TO ; y,

• la función de reparación M(t), es decir la distribución de probabilidad del

tiempo de reparación TF

Para el tratamiento posterior es conveniente reemplazar las funciones Q (t) y M(t)

por las tasas de transición λ(t) y µ(t) respectivamente, que contienen exactamente

la misma información. Así se obtiene el diagrama de estados de la Figura 2.6.


Septiembre 2004.

25

FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados

Una descripción más fácil de comprender se logra a través de las probabilidades

de los dos estados posibles Pr(O,t) y Pr(F,t) conociendo el estado de la

instalación o componente en el instante t=0 y dado que

Pr(O.t) + Pr(F.t)=1 [2.33]

basta una de las probabilidades para la descripción completa del proceso

renovable.

En el caso en que las tasas de transición son constantes se pueden calcular las

mencionadas probabilidades analíticamente en forma sencilla. Este caso

corresponde a un proceso markoviano.

Si se conoce el estado de la instalación para t = 0 y se supone que en el intervalo

∆t sólo es posible un cambio de estado (lo que para ∆t suficientemente pequeño

siempre se cumple), entonces se puede obtener la probabilidad Pr(O, t+∆∆∆∆t) a

partir de los dos casos que se presentan en la Figura 2.7:

26

FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t)

a) la instalación se encuentra en operación en t y permanece en operación

durante ∆t

b) la instalación se encuentra en el estado F en t y pasa ai estado O en el

intervalo ∆t

La probabilidad buscada vale:

( ) ( ) ( ) ( ) ( )tttttFOtFtttttOOtOttO ∆+<≤+∆+<≤=∆+ ',·Pr,Pr',·Pr,Pr,Pr [2.34]

Pr(IJ,t < t'< t +∆t|t) es la probabilidad condicional de que se produzca el cambio

del estado I al J en el intervalo [t,t+∆t] bajo la condición de que la instalación se

encuentra en el estado I en el instante t.

De la Ec. [2.34] se obtiene:

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )t

tttttFOtF

t

tttttOOtO

t

tOttO

∆∆+<<

+∆

∆+<<−−=

∆−∆+ ',Pr

·,Pr',Pr1

·,Pr,Pr,Pr

Teniendo en cuenta que

27

1 – Pr(OO, t ≤ t’ < t + ∆t|t) = Pr(OF, t < t' < t + ∆t|t)

y tomando el límite para ∆t→0 vale:

( )cte

t

ttttOFlímt

≅=∆

∆+<≤→∆

λ',Pr

0

( )cte

t

ttttFOlímt

≅=∆

∆+<≤→∆

µ',Pr

0

Se obtiene:

),·Pr(),·Pr(),Pr(

tFtOdt

tOd µλ +−= [2.35]

y en forma análoga

),·Pr(),·Pr(),Pr(

tOtFdt

tFd λµ +−= [2.36]

Este sistema de ecuaciones diferenciales de primer orden describe

completamente el proceso markoviano. Dado que las Ecs. [2.35] y [2.36] no son

linealmente independientes, se necesita para su solución una ecuación adicional

dada por la condición de contorno.

Pr(O,t) + Pr(F,t) =1 [2.37]

El estado conocido en t = 0 proporciona las condiciones iniciales. Expresando el

sistema de ecuaciones diferenciales en forma matricial y resumiendo las

condiciones arriba enunciadas se tiene:

28

( ) ( ) 1,Pr,Pr

),Pr(

),Pr(·

),Pr(

),Pr(

=+

−−

=

tFtO

tF

tO

dt

tFddt

tOd

µλµλ

[2.38]

1),Pr(0 ≤≤ tO

1),Pr(0 ≤≤ tF

La solución del sistema de Ecs. [2.38] conduce a:

( ) ( ) ( ) ( )teFO

tO λµ

λµµλ

λµµ +−

+−+

+= ·

0,·Pr0,·Pr,Pr [2.39]

( ) ( ) ( ) ( )teFO

tF λµ

λµµλ

λµλ +−

+−−

+= ·

0,·Pr0,·Pr,Pr [2.40]

La Figura 2.8 muestra las funciones Pr(O,t) y Pr(F,t) para las condiciones iniciales

Pr(O,0) = l y Pr(F.0) = 0.

λµµ+ λµ

λ+

FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F)

Los valores estacionarios son independientes de las condiciones iniciales y valen:

29

( ) ( )( ) ( )FO

O

TETE

TEtO

+=

+=

λµµ

,Pr [2.41]

( ) ( )( ) ( )FO

F

TETE

TEtF

+=

+=

λµλ

,Pr [2.42]

Con la teoría de los procesos renovables se puede mostrar que las Ecs. [2.41] y

[2.42] también son válidas para el caso de tiempos de operación y de falla no

exponencialmente distribuidos. Considerando que los valores de Pr(0, ∞ ) y

Pr(F, ∞ ) son independientes de las distribuciones de probabilidad de los tiempos

TO y TF, se puede estimar los valores estacionarios de las probabilidades de

ambos estados a través de un simple cálculo de valores medios.

La probabilidad del estado de operación dada por la ecuación [2.41] suele

llamarse disponibilidad estocástica V del componente. Es un parámetro de gran

importancia para la comparación de la confiabilidad de componentes y su

producto por el factor de mantenimiento W da la disponibilidad total k , que tiene

en cuenta tanto las salidas de servicio aleatorias como aquellas motivadas en la

necesidad de mantenimiento preventivo.

WVk ·= [2.43]

Para muchos componentes de los sistemas de suministro de energía eléctrica

resulta insuficiente un modelo con sólo dos estados. El sistema de ecuaciones

[2.38] se puede generalizar para el caso de n estados posibles, manteniendo la

hipótesis de que las tasas de transición entre estados son constantes. En este

caso se tiene:

( )

( )

( )

( )( )

( )

=

tn

t

t

A

dt

tndP

dt

tdPdt

tdP

,Pr

,2Pr

,1Pr

·

,

,2

,1

MM

[2.44]

30

=

nnnn

n

n

aaa

aaa

aaa

A

L

MOMM

L

L

21

22221

11211

∑≠

−=ik

kiaaii [2.45]

Con la condición de contorno:

( ) 1,Pr =∑i

ti [2.46]

y las condiciones iniciales:

( ) 1,Pr0 ≤≤ ti ; ni ,...3,2,1=

Al resolver el sistema se obtiene las probabilidades de los estados Pr(i,t).

2.6 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS[1]

Un sistema está formado por componentes vinculados de alguna forma entre sí,

debiendo distinguirse entre la vinculación topológica y la vinculación lógica o

funcional de los componentes.

La definición de sistema depende en cada caso del problema que se desea

resolver. En el campo del suministro de energía eléctrica pueden mencionarse los

siguientes sistemas:

• Sistemas de conversión de energía

• Sistemas de transmisión de energía

• Sistemas de distribución de energía

• Sistemas de protección

[1] UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de Confiabilidad de los Sistemas

Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.

31

• Sistemas de automatización

• Sistemas de equipos auxiliares

La confiabilidad de un sistema es determinada por la confiabilidad de sus

componentes y por la vinculación lógica entre ellos. Dado que para cada estado Z

del sistema es posible definir con exactitud si el sistema en ese estado es capaz

de cumplir su función específica o no, debe considerarse como objetivo de los

cálculos de confiabilidad la determinación de parámetros respecto de los estados

en que el sistema puede encontrarse en el futuro, siendo los más importantes los

siguientes:

• Probabilidad Pr(Z)

• Duración media E(Tz)

• Frecuencia media f(z)

Entre estas variables existe la relación:

Pr(Z) = E(TZ) · f(z) [2.47]

2.6.1 DEFINICIÓN DE LOS COMPONENTES Y CONDICIONES DE

CONTORNO PARA EL CÁLCULO[14]

Componente es la unidad elemental que no se subdivide en partes. La definición

de los componentes debe realizarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos

fundamentales:

• La vinculación lógica o funcional entre los distintos aparatos e instalaciones

que forman parte del sistema a estudiar.

• Las posibles interdependencias en el comportamiento de operación de los

aparatos e instalaciones que integran el sistema.


Septiembre 2004.

32

• La necesidad en muchos casos de reunir varios aparatos o instalaciones

en un componente con el objeto de disminuir la cantidad total de

componentes a considerar para hacer posible el tratamiento matemático

posterior.

Una vez definidos los componentes del sistema, conociendo los parámetros que

describen su confiabilidad, deben calcularse con la ayuda de procedimientos

adecuados indicadores de confiabilidad del sistema. Las condiciones de contorno

a las que está sometido el mismo y que determinan en qué estados el sistema

deben cumplir la función de él requerida y en cuales no.

2.6.2 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO[14]

Para el cálculo numérico de parámetros de confiabilidad de sistemas existen en

principio dos posibilidades: la utilización de procedimientos de cálculo analíticos o

de tipo simulativos.

2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos

Se simula un gran número de veces la operación del sistema en base del modelo

matemático que lo representa. Cada simulación representa en este caso una

realización posible del proceso estocástico estudiado y a través de una evaluación

estadística de la muestra así obtenida se pueden estimar los valores de los

parámetros buscados. Por un lado los procedimientos simulativos brindan

mayores posibilidades de formular modelos matemáticos cercanos a la realidad,

lo que representa su más importante ventaja. Por otro lado estos procedimientos

requieren una gran cantidad de simulaciones para obtener resultados

suficientemente exactos, lo que en general implica elevados tiempos de cálculo.


Septiembre 2004.

33

2.6.2.2 Procedimientos analíticos

Los procedimientos analíticos requieren expresar los parámetros indicativos de la

confiabilidad del sistema en función de aquellos que describen los componentes

desde el punto de vista de su confiabilidad. Para resolver este problema se

determina todos los estados posibles del sistema y se verifica para cada uno de

ellos si el sistema cumple su función en forma adecuada o no. Este razonamiento

conduce a los denominados métodos del espacio de estados o de enumeración

de los estados. Para responder la cuestión acerca de si en determinado estado el

sistema es capaz o no de cumplir su función es necesario considerar además las

características de los componentes su vinculación lógica o funcional.

La elección del tipo de procedimiento a utilizar debe llevarse a cabo en base al

problema que se desea resolver, no pudiendo darse una regla general al

respecto.

2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN[3]

El problema de la confiabilidad en los sistemas de generación es evaluar la

habilidad de un sistema para suministrar la demanda de carga, tomando en

cuenta las variaciones de carga y los eventos casuales que afectan la capacidad

de sus componentes.

2.7.1 INDICES DE OPERACIÓN

2.7.1.1 FOR (Tasa de salida forzada)

[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el

Ecuador.

34

serviciodehorasforzadasalidadeHorasforzadasalidadeHoras

FOR+

= [2.48]

Considerando el estado en el cual la unidad no trabaja a plena capacidad, se

define, el índice equivalente EFOR.

2.7.1.2 EFOR (Tasa de salida forzada equivalente)

serviciodehorasforzadasalidadeHorasforzadasalidadeesequivalenthorasforzadasalidadeHoras

EFOR+

+= [2.49]

Las horas de servicio incluyen también los periodos de salidas parciales.

2.7.1.3 Disponibilidad

Indica la probabilidad de que una unidad generadora se encuentra operando

satisfactoriamente o apta para operar.

oestadísticperíododelHorasoestadísticperíododelsdisponibleHoras

DISP = [2.50]

Las horas disponibles del período estadístico de manera general se calculan:

HMHOHPHD −−= [2.51]

Donde:

HD =Horas disponibles del período estadístico de una unidad o elemento

HO =Horas de operación de una unidad o elemento

HM = Horas de mantenimiento de una unidad o elemento

35

2.7.1.4 Disponibilidad para generadores

100)(

)(

1

1 xHPxPe

PexHDDISP

n

ii

n

iii

G

∑

∑

=

== [2.52]

Donde:

DISPG =Disponibilidad para parque generador

Pei =Potencia efectiva del equipamiento (i) en MW

i =Contador de número de equipamiento (n)

HP =Horas del periodo estadístico

HD =Horas disponibles del periodo estadístico de unidades generadoras

2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores

Para efectos de cálculo de la tasa de fallas se debe tener en cuenta el número de

horas del período estadístico en el cual se esta realizando el análisis,

regularmente es de 8760 horas dependiendo del número de días del año, esto

con el fin de obtener un valor correcto de horas de disponibilidad HD.

8760

1

1 xHD

NTF

n

ii

n

iG

∑

∑

=

==fallas de úmero

[2.53]

Donde:

TFG = Tasa de fallas para unidades generadoras

HD = Horas disponibles del período estadístico de unidades generadoras

36

2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores

i

n

i

n

ii

mrG

fallasdemeroúN

HIRT

∑

∑

=

==

1

1 [2.54]

Donde:

TmrG = Tiempo de reparación para unidades generadoras

HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para

operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.

2.8 CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN[3]

Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,

con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la

transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los

clientes. Las líneas de transmisión son vulnerables a diversos fenómenos que se

generan dentro y fuera de la red y que pueden dar como resultado la falla en el

suministro de energía.

2.8.1 ÍNDICES DE OPERACIÓN

2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión

100)(

)(

1

1 xHPxLTExt

HDxLTExtDISP

n

ii

n

iii

L

∑

∑

=

== [2.55]

[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el

Ecuador.

37

Donde:

DISPL = Disponibilidad para líneas de transmisión

Ext LT = Longitud de la línea de transmisión

HD = Número de horas disponibles en el período estadístico

HP = Número de horas del período estadístico

i = Contador de número de línea de transmisión

n = Número de líneas de transmisión

2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores

1001 xHPxN

HDDISP

eq

n

ii

T

∑== [2.56]

Donde:

DISPT = Disponibilidad para transformadores

Neq = Número total de transformadores que pertenecen a la empresa observada

2.8.1.3 Disponibilidad para reactores

1001 xHPxN

HDDISP

eq

n

ii

R

∑== [2.57]

Donde:

DISPR = Disponibilidad para reactores

Neq = Número total de reactores que pertenecen a la empresa observada

38

2.8.1.4 Tasa de fallas

Se define como la probabilidad del equipamiento o de una línea de transmisión de

presentar una falla en el período estadístico.

tiempodeunidadxsdisponibletosequipamiendeNúmeroperíodoelensverificadafallasdeNúmero=TASA [2.58]

2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión

∑

∑

=

==n

i

i

n

ii

L LTExt

fallasdeúmeroNTF

1

1

100

[2.59]

Donde:

TFL = Tasa de fallas líneas de transmisión

2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores

8760

1

1 xHD

fallasdeNúmeroTF

n

ii

n

ii

T

∑

∑

=

== [2.60]

Donde:

TFT = Tasa de fallas para transformadores

Número de fallasi = Número de fallas del transformadori

HD = Horas disponibles del período estadístico para el trasformador “i”

39

2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores

∑

∑

=

==n

ii

n

iR

HD

NTF

1

1

fallasdeúmero [2.61]

Donde:

TFR = Tasa de fallas para reactores

Número de fallasi = Número de fallas del reactori

HD = Horas disponibles del periodo estadístico para el reactor “i”

2.8.1.8 Tiempo medio de reparación

Se define como el valor medio de los tiempos de reparación.

fallasdeúmeroN

HIRT

n

ii

mr

∑== 1 [2.62]

Donde:

Tmr = Tiempo medio de reparación

HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para

operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.

2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión

∑

∑

=

==n

1ii

n

ii

mrL

fallasdeúmeroN

HIRT 1 [2.63]

40

Donde:

TmrL = Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión

El cálculo del tiempo medio de reparación para transformadores y reactores se

realiza de la misma manera que en el caso de una línea de transmisión.

2.9 CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN[24]

Debido a que los sistemas de transmisión no son 100% confiables y tienen

limitada capacidad de transporte, la evaluación de confiabilidad requiere la

consideración tanto de sistemas de generación como de redes de transmisión.

La distribución de los flujos de potencia en las redes de transmisión junto con

impedancias de red, fuentes de generación y cargas en los puntos de suministro,

determinan la cargabilidad de cada línea de transmisión en el sistema y los

correspondientes voltajes de nodo.

La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía

para satisfacer la demanda y transportarla a los puntos de carga. El análisis de

confiabilidad incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del

suministro.

Un estado del sistema será llamado adecuado siempre que posea suficiente

generación disponible para suministrar la carga y tenga la capacidad de

transportar la energía de las plantas de generación a los puntos de suministro.

Coacciones dinámicas a menudo son tenidas en cuenta indirectamente por la

reducción de límites de capacidad de transporte de las líneas de transmisión

sobre la base de consideraciones de estabilidad.

[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:

Transmission and Generation Reliability and Adequacy.

41

2.9.1 EL CRITERIO (N-1)

El medio usado con más frecuencia para evaluar la suficiencia de sistemas de

transmisión y los sistemas compuestos es el llamado criterio (n-1), el cual declara

que un sistema debe ser capaz de soportar cualquier contingencia sin afectar su

funcionalidad.

Usando cálculos de flujo de potencia, todos los estados del sistema, incluyendo

un componente principal (generador, línea o transformador) fuera de servicio, son

examinados. Si la carga del sistema es suministrada totalmente, satisfaciendo

todas las restricciones (incluyendo límites de generación activos y reactivos,

voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad), el estado

considerado es adecuado. De otra manera, el estado es considerado inadecuado,

en este caso, se proponen refuerzos hasta q todo estado (n-1) satisfaga el criterio

de suficiencia.

La debilidad del criterio (n-1) en la evaluación de sistemas compuestos, consiste

en que no considera ni la probabilidad de los estados analizados, ni la magnitud

del problema en caso de estados inadecuados. Se menciona que el criterio (n-1)

no toma en cuenta las contingencias múltiples independientemente de cuan

considerables son sus probabilidades. Una extensión del criterio es considerar

múltiples estados de contingencia e introducir un punto de carga – referencial,

componente individual – referencial, considerando índices de confiabilidad que

ayudan a solucionar estos problemas.

En cuanto a la severidad de los problemas, el criterio (n-1) puede ser ampliado de

tal forma de considerar una clasificación más detallada de los estados de un

sistema:

1 Un estado del sistema con la carga suministrada totalmente, que no

posee ninguna violación de: límites de generación activos y reactivos,

voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad

es considerado estado normal.

42

2 Cuando la carga es de igual manera suministrada y no posee ninguna

violación de: límites de generación activos y reactivos, voltajes nodales,

límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad, pero el criterio (n-

1) no es aplicable se denomina estado de alerta.

3 Si la carga es totalmente suministrada pero existe violación de: límites

de generación activos y reactivos, voltajes nodales, límites térmicos o

límites de capacidad de estabilidad, el estado del sistema es designado

como un estado de emergencia.

4 Cualquier estado sin suministro total de carga es llamado un estado de

emergencia extrema.

Índices de probabilidad pueden ser calculados para cada uno de estos estados.

2.9.2 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

Los índices básicos más importantes y útiles de confiabilidad para un sistema

son:

- Frecuencia de interrupción

- Duración esperada de interrupción

Los dos índices básicos pueden ser usados para calcular otros índices que son

también útiles:

- Tiempo promedio de interrupción esperado por año u otro período de

tiempo.

- Disponibilidad o indisponibilidad del sistema como medida de un punto de

carga suministrada en cuestión.

43

- Energía no suministrada por año.

Se debe considerar que a menudo el efecto de interrupción de energía no está

linealmente relacionado con la duración de la interrupción. Por esta razón es

necesario no sólo calcular una frecuencia total de falla sino que se debe realizar

una categorización de interrupciones con su duración correspondiente.

El sistema posee diversos índices de confiabilidad que reflejan la suficiencia

media del sistema compuesto, es importante usar una combinación de ambos

sistemas (generación y transmisión) y los índices relacionados con puntos de

entrega para describir la confiabilidad de sistemas compuestos. Una variedad de

índices de confiabilidad han sido propuestos, incluyendo probabilidad, frecuencia

y tiempo de duración de las fallas, la carga no suministrada y la energía no

suministrada, etc.

A continuación se menciona algunos de los indicadores más comunes de

confiabilidad[14]:

LOLP [pu] (Loss of Load Probability) Probabilidad de déficit

LOLE [h/yr] (Loss of Load Expectation) Valor esperado de duración anual de

déficit .

EENS [MWh/yr] (Expected Energy not Supplied) Valor esperado anual de energía

no suministrada

EIR [pu] (Energy Index of Reliability) Fracción esperada de la energía

suministrada referida a la energía demandada

FOI [yr -1] (Frequency of Interruptions) Frecuencia de interrupciones

EDOI [h] (Expected Duration of Interruptions) Duración esperada de interrupciones


Septiembre 2004.

44

EENSI [MWh] (Expected Energy not Supplied per Interruption) Valor esperado

anual de energía no suministrada por interrupción

ELCI [MW] (Expected Load Curtailed per Interruption) Valor esperado de potencia

de déficit por interrupción.

Obtención de indicadores:

][)Pr(1)Pr()Pr( puPPPPPPPLOLP LdispLinstFLdisp >−=−>=<= [2.64]

]/[8760. añohLOLPLOLE = [2.65]

]/[.)(0

0

añoMWhdtPPEEENST

dispL

−= ∫ [2.66]

]0

0

00

00

pu[

dtTP

EENSdtTP

EIRT

L

T

L

∫

∫ −= [2.67]

añosserrupcione

FOI#

int#= [2.68]

][MWhFOI

EENSEENSI = [2.69]

][hFOI

LOLEEDOI = [2.70]

][MWEDOI

EENSIELCI = [2.71]

45

Cualquier cálculo de los índices de confiabilidad requiere la definición y el análisis

de los estados representativos de la carga para el período de interés.

2.9.3 DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN

SISTEMAS

Los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de la confiabilidad en

sistemas, dependerán hasta cierto punto de la naturaleza y detalle del sistema en

estudio. En general, se requiere datos del funcionamiento de sus componentes

individuales junto con los tiempos requeridos para realizar varias operaciones de

apertura o cierre.

Los datos de los componentes del sistema que generalmente se requieren son:

- Tasa de falla (tasas forzadas de falla) asociada con los diferentes modos

de falla.

- Tiempo promedio esperado de reparación o reemplazo de un componente

en falla.

- Mantenimiento programado de un componente.

- Duración promedio esperada por mantenimiento sea este programado o

no.

2.10 CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD[24]

Existen seis pasos esenciales en el procedimiento de evaluación de la

confiabilidad en los sistemas de energía compuestos.

[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:

Transmission and Generation Reliability and Adequacy.

46

2.10.1 DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE CARGA A

SER CONSIDERADOS

Los estados de carga a ser considerados dependen del estudio a realizar. Por

ejemplo, la probabilidad de que el sistema no pueda proveer la carga en un

tiempo dado (usualmente demanda máxima) debe ser considerado. Cuando el

valor esperado de energía no suministrada en un período dado se requiere, se

debe tomar en cuenta los estados representativos de las condiciones de carga

posibles para el período en el que se realiza el estudio.

2.10.2 DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA

Una vez definidos los estados de la carga, es necesario programar la operación

del sistema de generación para proveer la carga. Esto se ha hecho en la industria

usando métodos de optimización conocidos y generalmente aceptados.

2.10.3 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA

Dado los estados de carga y la planificación de generación, un análisis de flujo de

carga se realiza para verificar la convergencia de flujo y la conformidad de

apremios técnicos, tales como límites de capacidad de transporte o voltajes en los

nodos.

2.10.4 SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA

La simulación de contingencia es una parte fundamental en la evaluación de

confiabilidad en sistemas compuestos, esta simulación se base en un flujo de

potencia y su objetivo es descubrir los estados del sistema en los cuales hay

recortes de carga, violación de factores limitantes o ambos. La selección de los

47

estados del sistema que se analizarán se puede hacer utilizando técnicas

analíticas o simulativas. Las técnicas simulativas, generalmente sustentadas en

métodos de monte carlo, se basan en números aleatorios generados mediante un

computador para determinar el estado de cada componente del sistema.

En la aproximación analítica los estados del sistema se enumeran, generalmente

en orden de incremento de acuerdo al nivel de contingencia, deteniéndose en

determinado nivel de contingencia o cuando la probabilidad del estado de falla

está por debajo de cierto valor dado. Los componentes de los sistemas de

potencia son muy confiables, esto implica que para cada orden de aumento de

contingencia, las probabilidades de estado llegan rápidamente a ser muy

pequeñas. Para cada estado del sistema, seleccionado con la simulación o

enumeración, las medidas probabilísticas con respecto a su ocurrencia se

calculan y mediante un análisis de flujo de carga se analiza si existe violación de

algún límite permitido. En caso de existir violación de límites permitidos, el

operador debe efectuar acciones correctivas encaminadas a remediar el problema

existente. El impacto de dichas acciones correctivas se analiza con un nuevo flujo

de carga. Luego de que todas las acciones correctivas han sido utilizadas para un

determinado estado de contingencia y no se ha logrado recuperar el sistema a un

estado normal, las violaciones restantes de límites permitidos determinan que el

estado analizado es un estado de falla.

2.10.5 ACCIONES CORRECTIVAS

Las acciones correctivas simuladas deben reflejar con exactitud razonable las

posibilidades reales del operador en un sistema verdadero. Las posibilidades del

operador del sistema incluyen la modificación de los niveles de generación de

potencia activa y reactiva y del cambio de la topología de la red a través de la

conexión o desconexión de las instalaciones de transmisión. Las herramientas de

optimización con el objetivo de minimizar los costos de operación incluyen

cambios en el despacho de generación para satisfacer apremios técnicos. La

herramienta más popular usada por los ingenieros eléctricos para obtener un

48

despacho económico que considera apremios de la red es el flujo de potencia

óptimo (FPO). FPO es una extensión del despacho económico (DE). La función

objetivo del DE es minimizar los costos de operación de generación, considerando

que los niveles de generación de las unidades deben estar dentro de límites

técnicos permitidos y que la potencia total generada debe igualar la carga del

sistema incluyendo las pérdidas por transmisión. Los índices de confiabilidad

deben reflejar las violaciones de factores limitantes después de agotar las

posibilidades con respecto a acciones correctivas.

2.10.6 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

Una vez que se hayan realizado los cinco pasos precedentes, los estados del

sistema seleccionados con la enumeración o la simulación se pueden clasificar en

estados operativos normales, estados de emergencia o de emergencia extrema.

Para cualquier clase de deficiencia específica, generación insuficiente, o

violaciones de la red, las medidas probabilísticas relacionadas tales como

probabilidad, frecuencia, duración de tiempo de falla, etc, pueden ser calculadas.

El análisis de flujo de la carga proporciona los resultados necesarios para ligar

estos parámetros de confiabilidad a la severidad de la deficiencia en la que se

encuentre el sistema.

49

CAPÍTULO III

3 METODOLOGÍA

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES

En el presente capítulo se explica la metodología utilizada para la elaboración de

la base de datos que contiene las estadísticas de operación, falla y mantenimiento

de los elementos del Sistema Nacional Interconectado, así como también las

consideraciones aplicadas para la implementación de dicha metodología.

Se presenta el tratamiento estadístico de la base de datos, que permite calcular

índices de confiabilidad requeridos por el software NEPLAN, y el procedimiento de

modelación del sistema eléctrico de potencia.

En el sistema de generación se han considerado las siguientes hipótesis:

• Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada

de cualquier unidad generadora.

• Para la elaboración de la base de datos se toma en cuenta el tiempo total

de falla, así como el tiempo total de mantenimiento, para así facilitar la

obtención del tiempo de operación de la máquina.

• Las transiciones operación – falla y operación – mantenimiento fueron

tomadas en cuenta para la enumeración de las fallas y mantenimientos que

tuvieron efecto en el período de análisis.

En el sistema de transmisión se han considerado las siguientes hipótesis:

50

• Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada

de cualquier elemento del sistema nacional de transmisión, sean estos;

transformadores, líneas o barras.

• Debido a que no se posee información acerca de la operación, falla y

mantenimiento de los interruptores en el SNT se considera a estos como

elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos

internacionales. En este estudio en particular se asume datos estadísticos

internacionales.

• En la información obtenida para las barras de 230 kV, 138 kV y 69 kV hay

elementos que no han presentado eventos que hayan implicado su salida.

Para esos elementos se considerará los parámetros de elementos que se

encuentren ubicados en la misma zona y que cuenten con información

estadística. Otra alternativa es considerarlos ideales o tomar datos de

estadísticas internacionales. Para este estudio se toman en cuenta ambas

alternativas.

• Al no contar con datos históricos de la operación falla y mantenimiento de

los transformadores de dos devanados, y compensaciones, se considera a

estos como elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos

internacionales. En este estudio para transformadores de dos devanados

se toman datos de estadísticas internacionales y los elementos de

compensación se consideran ideales.

3.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN

A continuación se describe la forma en que se realizó la recopilación y tratamiento

de la información en el período estadístico comprendido entre los años 2001 y

2006.

51

3.2.1 CONSIDERACIONES PARTICULARES

Para la determinación de la base de datos se han considerado tres estados en los

que se puede encontrar los componentes tanto del sistema de generación como

del sistema de transmisión:

• Operación

• Falla

• Mantenimiento

Se han elaborado macros en Excel para el manejo estadístico tanto del sistema

de generación como del sistema de transmisión, la idea fundamental para la

elaboración de dichas macros, es la facilidad que presentan para actualizar la

base de datos con nueva información que se obtenga para cada elemento del

SNI. Con la ayuda de estas herramientas la actualización de las estadísticas es

práctica y dinámica.

3.2.2 BASE DE DATOS PARA GENERADORES

Se tomaron los datos proporcionados por la Dirección de Operación (D.O.P) del

CENACE, y contenidos en los documentos “EST-FALLA-GEN-2004, 2005,

2006.xls” para implementar la base de datos del sistema de generación.

En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,

200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio

(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada

mes; en dichas hojas constan los nombres de las unidades generadoras, la hora

de inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones

operación falla, operación mantenimiento para cada unidad generadora, de esta

manera se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y el

número total de fallas ocurridas, valores que se ubican en una hoja llamada

52

“resumen” para cada uno de los archivos mencionados al comienzo de este

párrafo.

Una vez tratada la información se procedió a crear el archivo

“RESUMEN_GEN.xls” que contiene las siguientes hojas:

• DISPONIBLE: número de horas que una unidad permanece en operación,

discretizado mensualmente.

• FUERA DE SERVICIO: número de horas que una unidad no opera por

falla, por cada mes.

• MANTENIMIENTO: número de horas que una unidad no opera por

mantenimiento, discretizado en forma mensual

• # FALLAS: número de veces que una unidad ha salido de servicio por falla.

• # MANTENIMIENTOS: número de veces que una unidad ha salido de

servicio por mantenimiento.

En este archivo constan los nombres de las unidades generadoras, y mediante

una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los

archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así

los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,

número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas

correspondientes del archivo “RESUMEN_GEN.xls”.

Luego de obtener la base de datos estadística de cada elemento del Sistema de

Generación, se procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:

• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)

• Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)

• Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el

elemento).

A continuación se muestra las expresiones que determinan los índices de

confiabilidad a ser calculados:

53

análisis de Períodofallas de #

falla de Frecuencia = [3.1]

fallas de #servicio de Fuera

reparación de medio Tiempo = [3.2]

HMHFHTidadDisponibil −−= [3.3]

período deltotales Horas :HT

falla por servicio de fueraHoras :HF

ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM

100*HT

idadDisponibillidad%Disponibi = [3.4]

Para detallar la manera de cómo se obtuvieron los índices anteriores se cita como

ejemplo, el cálculo para la unidad generadora PAUTE-AB1 U1, esto es:

Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se la obtiene con

la siguiente expresión:

8 :fallas de #

Período de análisis: 6 años

===año1

1.3333368


falla de Frecuencia

Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se la obtiene

con la siguiente expresión:

Fuera de servicio: 6.3 h

54

8 :fallas de #

[ ]hfallas de #servicio de Fuera

reparación de medio Tiempo 787508

6.3.===

Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el

elemento), se tiene:

HMHFHTidadDisponibil −−=




Ejemplo para el año 2001

h 7608:HT

h3.58333 :HF

h 296,597222 :HM

59722.29658333.38760 −−=idadDisponibil

48459,81944idadDisponibil =

100*8760

48459,81944lidad%Disponibi =


55

De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,

según se define más adelante.

3.2.3 BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

Se tomaron los datos proporcionados por TRANSELECTRIC S.A. y por la

Dirección de Operación (D.O.P) del CENACE, en los documentos (“FORMATO

FINAL FALLAS 2003, 2004, 2005, 2006”).XLS y (“SNT-2001, 2002, 2003, 2004,

2005, EST-FALLA-2006-TRANS”).XLS respectivamente.

Cabe mencionar que los elementos pertenecientes al Sistema Nacional de

Transmisión que poseen información respecto a su operación, falla y

mantenimiento son los siguientes:

• Transformadores.

• Líneas de transmisión a 230 kV.

• Líneas de transmisión a 138 kV.

• Barras a 230 kV.

• Barras a 138 kV.

• Barras a 69 kV.

3.2.3.1 Transformadores

El Sistema Nacional de Transmisión posee transformadores, los cuales se

clasifican en transformadores elevadores y transformadores reductores, los cuales

se encuentran ubicados en las centrales de generación y en las subestaciones de

transformación.

56

Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos estadística de los

transformadores se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos

para el sistema de generación, esto es:




mes; en dichas hojas constan los nombres de los transformadores, la hora de

inicio y finalización de fallas y mantenimientos, el número de transiciones

operación-falla, operación-mantenimiento para cada transformador. En base a

esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y

mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores

que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos

mencionados al comienzo de este párrafo.

Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:

• “RESUMEN_TRAFOS_230.xls”

• “RESUMEN_TRAFOS_138.xls”

Estos archivos contienen transformadores de tres devanados, cuyas relaciones de

transformación primario/secundario son: 230/138 kV; 230/69 kV y 138/69kV; y que

contienen las siguientes hojas:

• DISPONIBLE: número de horas que el transformador permanece en

operación.

• FUERA DE SERVICIO: número de horas que el transformador no opera

por falla.

• MANTENIMIENTO: número de horas que el transformador no opera por

mantenimiento.

• # FALLAS: número de veces que el transformador ha salido de servicio por

falla.

57

• # MANTENIMIENTOS: número de veces que el transformador ha salido de


En estos archivos constan los nombres de los transformadores, y mediante una

macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los




correspondientes a los archivos “RESUMEN_TRAFOS_230.xls” y

“RESUMEN_TRAFOS_138.xls”.

Luego de obtener la base de datos estadística de cada transformador, se procede

a calcular índices de confiabilidad, tales como:



• Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por

año)

• Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)


elemento)

Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como

ejemplo, el cálculo para el transformador MILAGRO ATK 230/69 kV, esto es:

Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:

3 :fallas de #

Período de análisis: 6 años

===año1

0.563


falla de Frecuencia

58

Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:

h8.883 :falla por servicio de Fuera

3 :fallas de #

[ ]h3

8.883 fallas de #servicio de Fuera

reparación de medio Tiempo 961.2===

Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por

año), se la obtiene con la siguiente expresión:

análisisdePeríodontosmantenimiede

ntosmantenimiedeFrecuencia#= [3.5]

11 :ntosmantenimie de #

añosanálisisdePeríodo 6:

===añoanálisisdePeríodo

ntosmantenimiedentosmantenimiedeFrecuencia

183333.1

611#

Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se

tiene:

h 224.765 :ntomantenimie por servicio de Fuera


[ ]h11

224.765fallas de #servicio de Fuera


59

Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del







h 7608:HT

h 1.95 :HF

h0 :HM

01.95idadDisponibil −−= 8760

8758.05idadDisponibil =

100*8760


99.977lidad%Disponibi =


esto se define más adelante.

60

3.2.3.2 Líneas de transmisión

El Sistema Nacional de Transmisión posee líneas de transmisión de 230 kV, 138

kV, 69 kV y 46 kV. Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos

estadística de las líneas de 230 kV y de las líneas de 138 kV, se procede de

manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de generación,

esto es:




mes; en dichas hojas constan los nombres de las líneas de transmisión, la hora de

inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones

operación falla, operación mantenimiento para cada línea de transmisión. En base

a esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y

mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores

que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos

mencionados al comienzo de este párrafo.


• “RESUMEN_LT230kV.xls”

• “RESUMEN_LT138kV.xls”

Estos archivos contienen líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV

respectivamente y contienen las siguientes hojas:

• DISPONIBLE: número de horas que la línea de transmisión permanece en

operación.

• FUERA DE SERVICIO: número de horas que la línea de transmisión no

opera por falla.

• MANTENIMIENTO: número de horas que la línea de transmisión no opera

por mantenimiento.

61

• # FALLAS: número de veces que la línea de transmisión ha salido de

servicio por falla.

• # MANTENIMIENTOS: número de veces que la línea de transmisión ha

salido de servicio por mantenimiento.

En estos archivos constan los nombres de las líneas de transmisión, y mediante

una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los

archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el periodo de análisis, obteniendo así



correspondientes a los archivos “RESUMEN_LT230kV.xls” y

“RESUMEN_LT138kV.xls”.

Luego de obtener la base de datos estadística de cada línea de transmisión, se

procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:


• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km)



año)



elemento)

Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como

ejemplo, el cálculo para la línea Molino – Totoras (230 kV), esto es:


2 :fallas de #

años6 :análisis de Período

62

===año1

0.333362


falla de Frecuencia

Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se la obtiene

con la siguiente expresión:

Longitud*análisis de Períodofallas de #

falla de Frecuencia = [3.6]

2 :fallas de #


[ ]kmLongitud 2.200=

===año.km

10.001665

200.2*62


falla de Frecuencia


[ ]h0.152


reparación de medio Tiempo

2 :fallas de #


===


año), se tiene:

63

===año1

1.833336

11análisis de Período

ntosmantenimie de # ntosmantenimie de Frecuencia




tiene:

[ ]h15.540911


reparación de medio Tiempo



===








h 7848:HT

h0 :HF

h57.3666667 :HM

64


100*8784



Se cita como ejemplo, el cálculo para la línea Milagro – Babahoyo (138 kV), esto

es:


===año1

2.56

15análisis de Período

fallas de # falla de Frecuencia


15 :fallas de #

Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se tiene:

15 :fallas de #


[ ]kmLongitud 3.47=

===año.km

10.05285412

47.3*615


falla de Frecuencia


65


15 :fallas de #

[ ]h0.2266666715


reparación de medio Tiempo ===


año), se tiene:



===año1

1.3333368

análisis de Períodontosmantenimie de #

ntosmantenimie de Frecuencia


tiene:



[ ]h6.241666678







66




h8784 :HT

h 0.73333333 :HF

h 15.6166667 :HM

15.6166667-0.73333333idadDisponibil −= 8784


100*8784





3.2.3.3 Barras del SNI

El Sistema Nacional de Transmisión posee barras de 230 kV, 138 kV, 69 kV, 46

kV, 26 kV y 13.8 kV. Para este estudio se lleva a cabo el levantamiento de la base

de datos estadística de barras de 230 kV, barras de 138 kV y de barras de 69 kV,

67

se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de

generación, esto es:




mes; en dichas hojas constan los nombres de las barras del SNI, la hora de inicio

y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones operación

falla, operación mantenimiento para cada barra del SNI. En base a esta

información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y

el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores que se ubican en

una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos mencionados al

comienzo de este párrafo.


• “RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”



Estos archivos contienen las barras de SNI de 230 kV, 138 kV y 69 kV

respectivamente y contienen las siguientes hojas:

• DISPONIBLE: número de horas que una barra permanece en operación.

• FUERA DE SERVICIO: número de horas que una barra no opera por falla.

• MANTENIMIENTO: número de horas que una barra no opera por

mantenimiento.

• # FALLAS: número de veces que una barra ha salido de servicio por falla.

• # MANTENIMIENTOS: número de veces que una barra ha salido de


En estos archivos constan los nombres de las barras del SNI, y mediante una

macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los

68




correspondientes a los archivos “RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”,

“RESUMEN_BARRAS_138kV.xls” y “RESUMEN_BARRAS_69kV.xls”.

Luego de obtener la base de datos estadística de cada barra del SNI, se procede

a calcular índices de confiabilidad, tales como:




año)



elemento)

Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se citan como

ejemplos, para barras a 230 kV se toma la barra MILAGRO; para barras a 138 kV

se toma la barra PASCUALES y finalmente para las barras a 69 kV se toma la

barra RIOBAMBA.

BARRA MILAGRO 230 kV.


1 :fallas de #


===año1

0.1666661


falla de Frecuencia

69


h 70.36666666 :falla por servicio de Fuera

1 :fallas de #

[ ]h03666666671




año), se tiene:

Para la frecuencia de mantenimiento, así como para la duración promedio del

mantenimiento, no se posee información.








h 7608:HT

h 70.36666666 :HF

70

h0 :HM

070.36666666idadDisponibil −−= 8760


100*8760



BARRA PASCUALES 138 kV.


1 :fallas de #


===año1

70.1666666661


falla de Frecuencia


h 0.75 :falla por servicio de Fuera

1 :fallas de #

[ ]h0.751



71


año), se tiene:



===añoanálisisdePeríodo

ntosmantenimiedentosmantenimiedeFrecuencia

15.0

63#


tiene:

h40 :ntomantenimie por servicio de Fuera


[ ]h313.33333333

40 fallas de #servicio de Fuera









72

h8760 :HT

h0 :HF

h32 :HM

320idadDisponibil −−= 8760

8728idadDisponibil =

100*87608728

lidad%Disponibi =


BARRA RIOBAMBA 69 kV.


2 :fallas de #


===año1

30.3333333362


falla de Frecuencia



2 :fallas de #

73

[ ]h2




año), se tiene:



===año1

70.1666666661

análisis de Períodontosmantenimie de #

ntosmantenimie de Frecuencia


tiene:

h2 :ntomantenimie por servicio de Fuera


[ ]h212

fallas de #servicio de Fuera








74


h8760 :HT

h0 :HF

h2 :HM

20idadDisponibil −−= 8760

8758idadDisponibil =

100*87608758

lidad%Disponibi =




3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS

ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL

SOFTWARE NEPLAN[25]

3.3.1 CONSIDERACIONES GENERALES

En esta parte se presenta el procedimiento que se debe seguir para la obtención

de los índices de confiabilidad utilizando el software NEPLAN, esto en cuanto a la

[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.

75

edición de datos de confiabilidad, elaboración de librerías, tipos de datos de

confiabilidad para cada elemento

3.3.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES

Para proceder a ingresar los datos de confiabilidad que requiere el software

NEPLAN, es necesario dar un tratamiento adicional a los índices de confiabilidad

obtenidos en 3.2, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• En primer lugar se elige el sistema de potencia a ser simulado, que en

primera instancia corresponde al sistema nacional interconectado en

condiciones de demanda máxima e hidrología seca del año 2007.

• Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (generador, o

barras del SNI), en el software NEPLAN, se considera que los datos de

frecuencia de falla (1/año) y tiempo medio de reparación (h) que se

obtuvieron en la base de datos previamente elaborada, corresponden a la

frecuencia de falla (1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción

Estocástica Independiente Larga.

• Para la edición de datos de confiabilidad de cada línea de transmisión en

el software NEPLAN, se considera que los datos de frecuencia de falla

(1/año.km) y tiempo medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base

de datos previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de falla

(1/año.km) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Estocástica

Independiente Larga.

• Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (línea de

transmisión, transformador o barras del SNI), en el software NEPLAN, se

considera que los datos de frecuencia de mantenimiento (1/año) y tiempo

medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base de datos

previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de mantenimiento

(1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Planeada Larga.

76

• Para los componentes para los que no se han calculado datos de

confiabilidad, tales como: interruptores, transformadores de dos

devanados, barras a 230 kV, 138 kV, y 69 kV, se toman índices

internacionales, esto es:

TABLA 3.1 Índices Internacionales[5].

COMPONENTE FRECUENCIA DE FALLA TIEMPO MEDIO DE REPARA CION[FALLAS/AÑO] [HORAS]

INTERRUPTORES 0,005 8TRANSFORMADORES 0,2 5

BARRAS 0,015 6

• Para las compensaciones serie y paralelo se considera que estos

elementos no poseen fallas es decir son elementos ideales, el programa al

no detectar datos asignados a los elementos los asume como ideales.

3.3.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN[25]

Para realizar un análisis de confiabilidad o un cálculo de los índices de

confiabilidad, el programa NEPLAN requiere los siguientes pasos:

• Modelo de red

• Modelo para líneas de transmisión y transformadores

• Modelo de protección de los elementos

• Sistema de puesta a tierra

• Modelo de carga

• Modelo del generador

[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo de la Confiabilidad del Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el programa DIGSILENT. [25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.

77

3.3.3.1 Modelo de Red

El análisis de confiabilidad requiere una representación detallada de la red a ser

simulada, basado en el modelo de flujo de carga, se debe añadir la siguiente

información:

• Estadísticas de falla de los elementos de la red, tales como frecuencia de

falla y tiempo medio de reparación.

• Topología de la red.

• Dispositivos de apertura o cierre.

• Duración de las operaciones de apertura o cierre, sean estas por

operaciones manuales, automáticas o controladas remotamente.

• Conceptos de protecciones,

• Sistema de puesta a tierra del sistema.

• Características generación – carga.

• Modelado del costo de interrupción.

En el presente caso se dispone de la mayoría de la información que se menciona

en el párrafo anterior, cada ítem se explicará mas adelante.

3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores

La modelación de estos elementos, requiere que se ingresen los siguientes datos:

• Interrupción estocástica independiente corta y larga.

• Interrupción por mantenimiento.

• Desconexión manual.

• Falla a tierra.

De la base de datos estadística previamente elaborada se ingresan datos

correspondientes a:

78

• Interrupción estocástica independiente larga.

• Interrupción planeada larga.

3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga

En el presente caso de estudio se asume como hipótesis que todas las

interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones estocásticas

independientes largas, ya que los datos estadísticos que se poseen contienen en

su mayoría frecuencias largas de interrupción, además se hicieron estudios

previos en base a ejemplos en los que se pudo verificar en los resultados que no

existe una diferencia sustancial al ingresar los interrupciones como cortas o

largas.

3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga

De igual forma que en el caso anterior se asume como hipótesis que todas las

interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones planeadas

largas, esto se debe a que los mantenimientos programados anuales en general

implican tiempos considerables.

3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos

En este caso de estudio no se poseen datos estadísticos de interruptores, por lo

que se asume índices internacionales característicos, que se mencionan en

consideraciones particulares, los cuales poseen datos para interrupción

estocástica independiente larga, con la respectiva duración media de interrupción.

79

3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema

El programa requiere información sobre los datos de puesta a tierra de los

elementos del sistema, esto se define en la pestaña Puesta a Tierra de las cajas

de diálogo de los transformadores, por medio del campo Z (0)/Z (1) máx. Si el

valor Z (0)/Z (1) máx se ajusta menor que 10, se asume que el sistema está

sólidamente aterrizado, de lo contrario se asume un sistema sin aterrizar (aislado)

o compensado. Para el presente caso de estudio se tiene que el sistema se

encuentra sólidamente aterrizado.

3.3.3.5 Modelo de carga

Para los análisis de Confiabilidad en redes eléctricas, los diferentes modelos de

carga y generación son muy importantes cuando se analizan escenarios de falla.

Una falla durante la fase de carga pico en una red seguramente tendrá

consecuencias más severas que una falla en los períodos de baja carga. Sin

embargo, el modelamiento de curvas de carga y generación conduce

teóricamente a un número infinito de modelos de carga. Para ahorrar tiempo de

cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A menudo, la

subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente.

3.3.3.6 Modelo de generador

Para el modelo de este elemento, el programa requiere que se defina los

siguientes datos a ser ingresados:

• Interrupción estocástica independiente larga.

• Duración de la interrupción

• Tiempo de arranque

• Probabilidad de falla en el arranque

80

• Gradiente de potencia

• Tiempo de restauración luego de una falla en el arranque

Para el presente estudio se ingresa todos los datos mencionados a excepción del

gradiente de potencia que en algunas unidades no se posee información.

3.3.4 SECUENCIA DE OPERACIONES EJECUTADAS DURANTE EL

CÁLCULO DE CONFIABILIDAD[25]

En el cálculo de Confiabilidad, los primeros contribuyentes a los problemas son

las combinaciones de fallas. Tales combinaciones de fallas describen los

componentes que están simultáneamente fuera de servicio, debido ya sea al

traslape estocástico (como resultado de una falla) o al traslape planeado (como

resultado de la actividad de mantenimiento). El propósito del cálculo de

Confiabilidad es determinar y cuantificar la contribución hecha por todas las

combinaciones de falla relevantes, a la interrupción del suministro en los nodos de

carga.

Así como en el procedimiento manual utilizado por el proyectista o planificador,

esto implica dos pasos importantes: la generación de las combinaciones de falla y

la investigación de los efectos en el suministro en la red (análisis del efecto de

falla, AEF).

El primer método de generación de combinaciones de falla es la enumeración,

este implica definir todas las posibles combinaciones de elementos por encima de

una probabilidad mínima establecida, o hasta un número máximo de

componentes afectados simultáneamente. La alternativa a la enumeración es la

simulación, en la cual los componentes afectados se determinan aleatoriamente

con base en sus datos característicos.


81

Procesamiento de datos de red

Generación de combinaciones

de falla mediante enumeración o

simulación

Análisis de efecto de falla

FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo

3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla

La parte crucial de estas operaciones secuenciales es generar combinaciones de

falla hasta un cierto orden deseado, es decir, hasta el número deseado de

componentes simultáneamente en falla. Para cada combinación, el programa

determina los diversos “eventos” que conducen a ella.

De esta manera, por ejemplo, una interrupción de orden simple de un interruptor

podría ocurrir debido a una función de sobreprotección o a un disparo manual

falso por parte del personal de operación. Las contingencias de orden doble

podrían ocurrir debido a fallas improbables independientes simultáneas en

componentes durante el trabajo de mantenimiento en otros componentes.

82

3.3.4.2 Análisis de efecto de falla

El análisis de efecto de falla se ejecuta en cada combinación de fallas. El software

determina entonces si en este estado el suministro de las cargas se encuentra

restringido.

En caso de que así sea, se hace un intento para restaurar el suministro de las

cargas aunque sea parcialmente.

El procesamiento de una combinación de fallas entrega al final un valor para la

contribución de esa combinación a las características de confiabilidad, expresado

como probabilidad. Para cada nodo de carga, se generan figuras para la

frecuencia y duración de la interrupción del suministro (no-suministro o bajo

suministro). La contribución de esta combinación de fallas se agrega a los

factores ya identificados, de modo que después del procesamiento de todas las

combinaciones de fallas relevantes se obtenga un panorama detallado de las

interrupciones que ocurren en cada nodo de carga.

3.3.5 CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN[19],[20]

En la Figura 3.2 se muestra el proceso de cálculo que se lleva a cabo en el

programa.

Los sistemas se deben modelar en detalle para propósitos del cálculo de

confiabilidad. Por ejemplo, las topologías de las bahías de interruptores o tableros

y las duraciones de las operaciones de apertura o cierre manual y remoto juegan

una parte importante durante las contingencias. Basados en el modelo de flujo de

carga, un sistema requiere datos de entrada adicionales para el análisis de

Confiabilidad.

[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.

[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.

83

FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN[20]

Un estudio de Confiabilidad puede incluir típicamente los siguientes pasos:

• Modelar el sistema de estudio para cálculos de flujo de carga.

• Definir topología de tableros y bahías de interruptores (incluyendo duración

de operaciones de apertura o cierre).

• Especificar la configuración de protección de los tableros.

• Especificar la puesta a tierra del sistema

• Entrada y asignación de datos de Confiabilidad

• Características de entrada de carga y generación (ver parámetros de

cálculo); asignar características a los elementos de carga y generación

• Posiblemente definir grupos de fallas

• Ajustar los parámetros de cálculo

• Ejecutar el cálculo


84

• Visualizar los resultados en el diagrama de red, por medio de tablas y

gráficos

• Posiblemente hacer evaluaciones adicionales

• Posiblemente repetir los pasos desde la ejecución de cálculo con el fin de

analizar diferentes casos de estudio.

En base a lo expresado se procede a modelar un sistema de potencia que en

primera instancia corresponde al Sistema Nacional Interconectado período de

demanda máxima e hidrología seca, para cálculos de flujo de carga. El diagrama

de la Figura 3.3, muestra el proceso del cálculo de confiabilidad que lleva acabo el

programa, a continuación se hará una descripción de cómo se van ingresando los

datos en el programa, así como los parámetros para la simulación respectiva.

FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN

3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red

85

Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los

datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, se procede a la

asignación de los datos de confiabilidad, se toma ejemplos para cada elemento

del sistema.

3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades Generadoras

Para el efecto se procede a dar doble click en la máquina sincrónica, se abre la

ventana Maquina Sincrónica, en el menú se elige Confiabilidad para asignar el

dato se da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y

se busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son

asignados. En la Figura 3.4 se puede apreciar lo descrito para la unidad 7, cuyo

tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “G_U7_PAUTE”.

FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica

86

3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores

Para el efecto se procede a dar doble click sobre el transformador, se abre la

ventana Transformador, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se

da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se

busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.

En la Figura 3.5 se puede apreciar lo descrito para el transformador MOLINO

AT2, cuyo tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “T_AT2_MOL_3U2”.

FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores

87

3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas

Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana

Línea, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el

botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se busca el tipo al que

corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados. En la Figura 3.6 se

puede apreciar lo descrito para la línea Molino – Pascuales C2, cuyo tipo de dato

de confiabilidad lleva el nombre “L_MOL_PAS_2_2”.

FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas

88

3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras

Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana

Nodo, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el

botón “…” junto a Tipo nodo, se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se

busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.

En la Figura 3.7 se puede apreciar lo descrito para la barra Molino a 230 kV, cuyo

tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “B_MLN_230”.

FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras)

89

3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores

Para los datos de confiabilidad a los elementos que no se poseen estadísticas de

su operación, falla y mantenimiento, el programa al no identificar datos asignados

a esos elementos los asume como elementos ideales, es decir sin fallas. En este

caso se ingresaron datos para interruptores tomando en cuenta los índices

internacionales.

FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores

90

3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas

Para asignar los datos de confiabilidad se da click en la pestaña Características

de carga y se elige Tipo 1 que es la característica que se muestra mas adelante

en Parámetros de Confiabilidad – Figura 3.11, para el tipo de datos se da click en

y se elige la carga que corresponda.

Para la opción límite de suministro parcial se ingresa el 25%, esto con el motivo

de permitir el suministro parcial de potencia en las cargas. En la opción de

número de clientes se ingresa el número de clientes de acuerdo a la distribución

en base a la estadística del sector eléctrico ecuatoriano, se hizo la distribución de

clientes para cada una de las cargas, teniendo en cuenta el área de concesión de

cada empresa de distribución.

Para la curva de costo de interrupción se procedió a buscar información acerca

del costo de interrupción (USD/kWh), pero al momento no existe un estudio que

otorgue un costo de energía no suministrada sin embargo se considera el valor de

300 USD/MWh hasta que el CONELEC efectúe el estudio correspondiente para

determinar el Costo de la Energía No Suministrada en el país. Se ingresa el valor

de 300 USD/MWh, es decir 0.3 USD/kWh, que se mantiene durante una hora de

interrupción, luego se considera un incremento si la interrupción se encuentra

entre una y dos hora, luego otro incremento si la interrupción va de dos a tres

horas y finalmente un costo máximo de 0.7 USD/kWh, que se mantendrá si la

interrupción es mayor a 3 horas. Lo expuesto se muestra en la Figura 3.9.

91

FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga

3.3.5.2 Parámetros de cálculo

Para modificar los parámetros de cálculo se debe seleccionar la opción del menú

Análisis – Confiabilidad – Parámetros... Aparece la caja de diálogo parámetros.

Este diálogo está compuesto por las pestañas General, Modelos de Falla, Límites

de Cargabilidad, Características de Carga, y Tipos de Datos de Confiabilidad. La

ventana luce de la siguiente manera:

92

FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad

3.3.5.2.1 Opción de menú General

En el menú parámetros de confiabilidad se encuentra la opción General, en la que

se elige dentro de la pestaña Análisis estado del sistema, se toma la opción Flujo

de Carga AC: Flujo de Carga complejo. Toma en cuenta las impedancias de rama

complejas y la potencia compleja, habilitando la detección de violaciones del

rango de voltaje permitido durante la implementación de medidas para restaurar el

suministro, por ejemplo. El tipo de cálculo complejo es necesario esencialmente

cuando hay alimentaciones enmalladas en la red de alto voltaje. Además se

asigna la moneda, que es la unidad monetaria para los diagramas y tablas de

salida. Se encuentra la duración de la apertura o cierre remoto, que son la

93

duración de las operaciones de apertura o cierre controladas remotamente, otro

dato que se debe especificar es la duración de la apertura o cierre manual, que es

la duración para operaciones de apertura o cierre manuales. Para protección en

tableros se toma la protección diferencial, que representa el disparo de todos los

interruptores conectados a los nodos en caso de fallas. Por otra parte para

configuración bahía interruptor, se toma la topología por defecto de la bahía de

interruptores para ramas conectadas directamente a nodos. Lo descrito es todo

en cuanto a los parámetros generales.

Previo al análisis se ingresaron los siguientes datos:

Dentro de la opción análisis de estado del sistema se escoge la opción flujo de

carga AC, debido a que el análisis de confiabilidad requiere previamente la

convergencia del flujo de carga AC.

En la opción deslastre de carga, se ingresa el 25%, esto debido a que es

recomendable utilizar deslastres de carga entre el 10% y 25% para evitar una

masiva desconexión de la carga ante la ocurrencia de un evento.

Para la opción ajustes por defecto, se utiliza 60 minutos para la apertura o cierre

manual, tiempo suficiente para realizar una operación bajo un evento dado. Para

protección de tableros se utiliza la protección diferencial que es la común por sus

características. En la opción dispositivos, bahía, interruptores se toma la

configuración barra-seccionador-interruptor que es la utilizado en el diagrama

unifilar.

En opciones para flujo de carga AC, se toma la opción Usar flujo de carga DC en

caso de que el flujo no converja.

3.3.5.2.2 Opción de menú Modelos de falla

94

Modos de Falla a considerar durante el cálculo de análisis de Confiabilidad, aquí

es donde el usuario puede definir los modelos de falla a ser simulados, es decir se

puede personalizar y analizar el efecto al realizar una simulación solo con fallas

simples, o fallas múltiples, en definitiva una gama de combinaciones que se

pueden ir analizando.

3.3.5.2.3 Opción de menú Límites de cargabilidad

El cálculo de Confiabilidad permite entrar diferentes niveles de sobrecargabilidad

térmica para Cables, Líneas aéreas, Transformadores y Acoples. Para un tiempo

relativamente corto es completamente posible sobrecargar los elementos lejos de

sus valores límite. Se distinguen tres rangos de tiempo: corto, plazo, mediano

plazo y largo plazo. Los dos campos de la fila Límites de Tiempo definen las

duraciones de corto y mediano plazo. La duración del largo plazo es infinita

(estado estable).

3.3.5.2.4 Opción de menú Características de carga

Como ya se explicó en el modelo de carga, en esta opción del menú se pude

realizar el modelamiento de curvas de carga y generación pero como se dijo esto

conduce teóricamente a un número infinito de modos de carga. Para ahorrar

tiempo de cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A

menudo, la subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente. Esta

opción se la puede dejar sin efecto.

En este caso se hace uso de una curva característica de carga, esta característica

se toma de la curva de carga diaria característica del SNI, tomada del Plan de

Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC. De dicha curva de carga se establecen

cuatro estados de carga, las 24 horas del día se las ingresa en porcentaje y su

sumatoria debe dar 100%, las características de dichos estados se establecen en

95

pu y son función de las horas que la curva permanece en un intervalo de tiempo

determinado. Lo descrito se muestra en la Tabla 3.2:

TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SIN[23].

Estados h % Característica 1 5 20,83 0.55 2 5 20,83 0.7 3 10 41,67 0.75 4 4 16,67 1.0

TOTAL 24 100

FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga

[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.

96

3.3.5.2.5 Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad

Los tipos de datos de Confiabilidad se pueden asignar a cada elemento de red.

Para elementos sin tipo de datos asignado, los tipos de datos por defecto se

utilizarán durante el cálculo de Confiabilidad. Estos tipos de datos por defecto se

pueden definir para Nodos, Líneas aéreas, Cables, Transformadores, Cargas,

Unidades de Generación, Interruptores e Interruptores de Desconexión

(Seccionadores). Es permitido dejar vacíos los campos de los tipos de datos por

defecto. En este caso, los elementos que no tienen tipos de datos asignados se

asumen como ideales (sin interrupciones). Mediante los botones „...“se obtiene

una lista de todos los datos de Confiabilidad existentes del tipo correspondiente.

Al hacer click en el botón Lista…, se obtiene una ventana general o de resumen

de todos los tipos de datos existentes en el proyecto actual.

3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad

Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los

datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, y se han

asignado los tipos de datos a los elementos del sistema se procede a la ejecución

del análisis, antes de proceder a la ejecución se pueden verificar los datos de tipo

de confiabilidad que se han asignado a todos los elementos. Para la ejecución del

cálculo de confiabilidad, luego de un flujo de carga exitoso y de haber asignado

los parámetros de confiabilidad, se procede a dar click en la pestaña del menú

del proyecto, se selecciona confiabilidad, y se presiona calcular .

FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad.

97

CAPÍTULO IV

4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE

CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN EN EL

PROGRAMA NEPLAN

4.1 INTRODUCCION

En este capítulo se presentan los resultados obtenidos en la aplicación de la

metodología expuesta en el capítulo III tanto para la elaboración de la base de

datos que contiene los índices de confiabilidad de los elementos del sistema como

para el análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado utilizando el

software NEPLAN.

El análisis se realiza para dos escenarios uno que considera la demanda máxima

del período de baja hidrología del año 2007 y el escenario de demanda máxima

del período de baja hidrología para el año 2012.

Con la simulación del análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado

en el software NEPLAN se obtienen los índices de confiabilidad del SNI, en su

conjunto e índices de confiabilidad para cada carga modelada en el sistema.

98

4.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES

Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja

hidrología del año 2007, se realizó una evaluación en la que se toma en cuenta el

diagrama unifilar del SNI para el presente año.

Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja

hidrología del año 2012, se realizó una evaluación en la que se considera la

integración de los diferentes proyectos que constan en el Plan de expansión de

TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2017, versión Mayo 2007.

Para las cargas consideradas en los dos escenarios en estudio se ingresó la

curva de demanda de carga diaria característica del SNI.

4.3 INGRESO DE LA CURVA DE CARGA DIARIA

CARACTERÍSTICA DEL SISTEMA

Para obtener un mejor análisis de confiabilidad se hace necesario ingresar la

curva de carga diaria característica del sistema en cada una de las cargas del

SNI. Caso contrario el programa asumirá que la carga permanece en todo

momento en su valor máximo durante el transcurso del día. La curva de carga

característica fue tomada del Plan de Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC y

se presenta en la Figura 4.1.

99

FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema

4.4 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN

4.4.1 OPCIONES DE FILTRO[25]

El software NEPLAN permite personalizar los resultados arrojados, utilizando

opciones de filtro (Figura 4.2.). Una vez que se ha simulado, el programa otorga

una evaluación por defecto, luego se elige la opción de filtro y se presiona

evaluar. Para los análisis realizados en el presente estudio se ha escogido la

opción de filtro Fallas Simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos

ingresados en cada elemento del sistema. Los resultados que se pueden obtener

del sistema se presentan en la Tabla 4.1.


100

FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro – Fallas

simples.

TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema

Índice Unidad Descripción

N - Número total de clientes atendidos.

SAIFI 1/año Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema

SAIDI min/año Índice de duración de interrupciones promedio del sistema

CAIDI h Índice de duración de interrupciones promedio por cliente

ASAI % Índice de disponibilidad de servicio promedio

F 1/año Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema

T h Duración media de interrupción de las cargas del sistema

Q min/año No disponibilidad de servicio del sistema

P MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema

W MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema

C US$/año Costos totales de interrupción de carga

101

Los índices SAIDI, SAIFI, CAIDI, ASAI se los obtiene de la siguiente manera:

∑

∑

=

==n

i

n

i

Ni

NiFi

1

1

*

SAIFI [4.1]

Donde:

Fi: Frecuencia de interrupción del elemento i. El elemento i hace referencia a las

cargas del sistema

Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.

∑

∑

=

==n

i

n

i

Ni

NiQi

1

1

*

SAIDI [4.2]

Donde:

Qi: Probabilidad de interrupción del elemento i. El elemento i son la cargas del

sistema

Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.

SAIFI

SAIDI=CAIDI [4.3]

Donde:

SAIDI: Índice de duración de la interrupción promedio del sistema.

SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema.

102

( )( ) 100*608760

608760ASAI

SAIDI−= [4.4]

Donde:

El valor 8760 son las horas de período estadístico anual, están multiplicadas por

60 para expresar el valor en minutos. El resultado está expresado en porcentaje.

Los índices F, T, Q, P y W que se muestran en la Tabla 4.1 se pueden obtener de

la siguiente forma:

FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad

Los índices de confiabilidad que se obtienen para las cargas, son los siguientes:

103

TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas

Índice Unidad Descripción

F 1/año Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema

T h Duración media de interrupción de las cargas del sistema

Q min/año No disponibilidad de servicio del sistema

P MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema

W MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema

C US$/año Costos totales de interrupción de carga

F: Frecuencia esperada de la interrupción del suministro por año.

Q: Probabilidad esperada de la interrupción en minutos u horas por año.

T: Duración promedio de las interrupciones de los clientes.

P: Potencia interrumpida

W: Energía interrumpida.

C: Costos de interrupción del suministro de energía.

4.4.2 RESULTADOS EN NEPLAN

Para poder visualizar los resultados en NEPLAN el programa ofrece las siguientes

posibilidades:

� Sobre el diagrama, y con colores de acuerdo a los resultados de los índices

de confiabilidad obtenidos.

� En tablas, con la ayuda del menú dentro del análisis de confiabilidad, se

puede desplegar tablas con los índices mencionados.

� Mediante gráficos en los que se pueden analizar cada índice de acuerdo a

los requerimientos del análisis.

104

FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN

4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN

PREVIA A LA OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES DE

CONFIABILIDAD.

Los datos utilizados para la simulación, del periodo de demanda máxima para el

estiaje del año 2007 se presentan en el Anexo 1, desde la Tabla 1 hasta la

Tabla10.

4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS[20],[25]

A continuación se presenta el análisis e interpretación de los resultados obtenidos

en la simulación realizada en el software NEPLAN para los dos escenarios de

estudio.



105

En el escenario del 2007, se identifican los puntos o zonas débiles en la red de

transmisión y se identifican que elementos del SNI tienen mayor incidencia sobre

el nivel de energía no suministrada. Para el escenario 2012 se realiza su

validación en base a los resultados de índices de confiabilidad tales como: índice

de frecuencia de interrupciones promedio del sistema [SAIFI], índice de duración

de interrupciones promedio del sistema [SAIDI], índice de duración de

interrupciones promedio por cliente [CAIDI], índice de disponibilidad de servicio

promedio [ASAI], Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema [F],

duración media de interrupción de las cargas del sistema [T], no disponibilidad de

la carga del sistema [Q], potencia de carga interrumpida del sistema [P], y energía

de carga no suministrada del sistema [W] y se realiza una comparación con el

escenario 2007.

4.6.1 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2007

PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA

Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2007, se

procede a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de

confiabilidad del mencionado período. Se obtuvo los resultados para fallas

simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada

elemento del sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en

general, como para las cargas. Los valores obtenidos para los índices de carga

del sistema se aprecian en la Tabla 4.3:

106

TABLA 4.3. Índices de carga del sistema

Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3169569 Número total de clientes atendidos. 2 SAIFI 1/año 1.062 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema 3 SAIDI min/año 126.978 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema 4 CAIDI h 1.992 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente 5 ASAI % 99.976 Índice de disponibilidad de servicio promedio 6 F 1/año 37.085 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema 7 T h 1.622 Duración media de interrupción de la carga total del sistema 8 Q min/año 3608.943 No disponibilidad de la carga total del sistema 9 P MW/año 1758.725 Potencia de carga interrumpida total 10 W MWh/año 3056.142 Energía de carga total no suministrada 11 C US$/año 782564.107 Costos totales de interrupción de carga

El índice SAIFI, representa al valor promedio de 1.062 [1/año], que quiere decir

que el sistema tiene por lo menos una falla al año. El [SAIDI] significa una

duración promedio de 126.978 [min/año] o 2.11 [h/año], es decir que el sistema

tiene en promedio una falla y que la duración de esa falla es aproximadamente

dos horas, el valor de la duración de la falla corresponde al 0.024% del total de

horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos índices anteriores se

tiene un valor de 1.992 [h] por cliente, quiere decir que cada usuario tendrá en

promedio dos horas de interrupción del servicio al año. Se puede observar que el

índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra en un valor aceptable,

pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados completos se aprecian en el

Anexo 2, Tablas 1 y 2.

4.6.1.1 Índices por carga

En la Tabla 4.4, se hace una comparación de los resultados presentados en el

Anexo 2, Tabla 1, se determina que cargas poseen los mejores y peores

resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía

no suministrada.

107

TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga.

INDICE UNIDAD TOTAL NOMBRE DEL ELEMENTO

MEJOR VALOR

NOMBRE DEL ELEMENTO

PEOR VALOR

F [1/año] 37.085 C_PUYO 0.143 C_Jivino 6.797 Prob [min/año] 3608.943 C_PUYO 21.558 C_EMEPE_POS 604.526

W [MWh/año] 3056.14 C_CEDEGE_PAS 0.007 C_CATEG_POL 223.363

La frecuencia de falla 37.085 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de

todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 3608.943 [min/año],

corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos

los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el

tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 3056.14

[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a

la energía no suministrada de cada carga.

4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla

El sistema modelado posee 1457 elementos, divididos entre 133 generadores,

129 transformadores, 119 líneas de transmisión, 245 barras, 700 interruptores, 11

elementos de compensación, 53 cargas y 67 seccionadores. Para el análisis se

procedió a verificar el aporte de cada tipo de elemento para cada índice de

confiabilidad del sistema. De esto se extrae lo siguiente:

TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla.

ELEMENTOS # F [1/año] T [h] Prob [min/año] P [MW/año] W [MWh/año]

Transformadores de 3d 60 13,418 57,081 1274,38 691,26 947,196

Transformadores de 2d 69 0,8 13,334 160 15,93 33,008

Líneas de transmisión 119 15,422 4,967 739,048 346,689 217,834

Interruptores 700 1,896 2977,208 819,174 194,325 1242,086

Barras 245 5,557 533,04 616,333 510,51 616,016

TOTAL 37,093 1,62 3608,935 1,758,714 3056,14

De los resultados mostrados en la Tabla 4.5 se aprecia que la mayor frecuencia

de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los

108

transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde

a los interruptores. Para la determinación del tiempo total de interrupción T [h] se

aplica la siguiente expresión:

=

añoF

año

hob

TOTAL

1

Pr

TTOTAL

[ ]h62,1093,37

60

935,3608

T ==

Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres

devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada corresponde a

los interruptores, este valor no se ajusta exactamente a la realidad del sistema

debido a que para los interruptores no se tiene información respecto a su

operación, falla y mantenimiento. Para su modelación se utilizaron valores de

estadísticas internacionales, con el objeto de no considerarlos ideales y evitar

resultados optimistas.

4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI

Como se aprecia en la Tabla 4.4, la carga con la peor frecuencia de falla es

C_Jivino, dicha carga se encuentra ubicada en la zona nororiental, zona que

presenta conflictos, debido a su situación geográfica y débil conexión eléctrica con

el SNI. La configuración eléctrica de esta zona se puede apreciar en la Figura 4.5.

109

FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla.

Para ubicar otros puntos débiles se analizan los resultados presentados en el

Anexo 2, de este análisis se encuentra que las cargas que presentan valores

elevados de frecuencia de falla son los siguientes:

En primer lugar está la carga C_EMELRIOS_BAB posee un valor de 6.035

[1/año], la configuración eléctrica de la zona de conexión de esta carga se

muestra en la Figura 4.6.

110

FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla.

También se puede apreciar que la carga C_EMEPE_POS posee un valor de

frecuencia de falla de 4.824 [1/año], la configuración eléctrica de la zona a la cual

se conecta esta carga se muestra en la Figura 4.7.

111

FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla

Finalmente se encuentran las cargas C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS, las

cuales poseen un valor de frecuencia de falla de 2.976 [1/año]. La configuración

eléctrica de la zona a la cual se encuentran conectadas estas cargas se puede

apreciar en la Figura 4.8.

112

FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de falla

Las cargas mencionadas son las que poseen los valores más significativos de

frecuencia de falla. El resto de cargas poseen valores entre 0 y 2 [1/año]. Cabe

señalar que los resultados que poseen las cargas son consecuencia de la

evaluación realizada por el programa.

Para disminuir los valores elevados de frecuencia de falla se pueden considerar

las siguientes sugerencias:

113

� En primer lugar, realizar una revisión periódica del estado de funcionalidad

de cada componente, realizando mantenimientos programados en

intervalos de tiempo menores a los considerados en la actualidad.

� Tener especial cuidado en el mantenimiento de los interruptores y sistemas

de protecciones en general.

� Dependiendo del diseño de la red se puede implementar:

o Doble circuito, para el caso de líneas.

o Un transformador adicional en las S/E.

o Una conexión adicional con el punto mas cercano

� Implementar un punto de generación en el sitio.

Todas las sugerencias deben tener un análisis técnico y económico, para poder

elegir la opción adecuada que considere el mejoramiento de la confiabilidad del

servicio al menor costo. Cabe señalar que en algunos casos puede ser necesaria

la aplicación de varias de las sugerencias mencionadas.

4.6.1.3.1 Caso C_Jivino

Para el caso de la carga C_Jivino se puede conectar la línea Coca – Jivino de 69

kV. Al conectar la línea se puede observar que la frecuencia de falla disminuye a

2.272 [1/año]. El efecto en el sistema es mínimo, esta implementación contribuye

a mejorar la zona afectada, el resto del sistema se mantiene en similares

características.

114

FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV

Si se conecta generación en la barra Jivino 69 kV la frecuencia de falla disminuye

a 0.133 [1/año], esta implementación ayuda a disminuir sustancialmente la

frecuencia de falla, pero se debe considerar los costos operativos que implica.

115

FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO

4.6.1.3.2 Caso C_ EMELRIOS_BAB

Para este caso una primera solución para mejorar el índice de frecuencia de falla

es implementar un doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo (L_MIL_BAB). El

índice se reduce a 3.545 [1/año], los resultados se pueden apreciar en la Figura

4.11.

116

FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito

(L_MIL_BAB)

Existe la posibilidad de reducir la frecuencia de falla para ello se puede

implementar un transformador adicional de similares características al que se

encuentra ubicado entre las barras B_BBH_138 y B_BBH_69, el objetivo se logra,

obteniendo una frecuencia de 1.383 [1/año], pero cabe recalcar que esta

implementación seria más costosa. Los resultados se pueden apreciar en la

Figura 4.12.

117

FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito (L_MIL_BAB)

y transformador adicional

4.6.1.3.3 Caso C_ EMEPE_POS

Para el caso de esta carga, debido a su ubicación, se implementa un doble

circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS), con esto la frecuencia de

falla disminuye a 1.329 [1/año], mejorando la confiabilidad de la zona. Los

resultados se pueden apreciar en la Figura 4.13

118

FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS

4.6.1.3.4 Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS

En este caso las dos cargas se encuentran en el mismo barraje, por lo que para

reducir la frecuencia de falla se implementa un trasformador adicional de similares

características al que se encuentra ubicado entre las barras B_PSC_138 y

B_PSC_69, la frecuencia de falla toma un valor de 1.314 [1/año], para cada carga.

Los resultados se pueden apreciar en la Figura 4.14.

119

FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador adicional

En relación con los niveles de energía no suministrada se observa que el mayor

valor pertenece a la carga C_CATEG_POL, el cual es de 223.363 [MWh/año].

Este estado se muestra en la Figura 4.15.

120

FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada

Una solución para reducir el nivel de energía no suministrada es la

implementación de un transformador adicional de similares características al que

se encuentra ubicado entre las barras B_PLC_138 y B_PLC_69, hecho esto la

energía no suministrada toma un valor de 118.204 [MWh/año]. Los resultados se

pueden apreciar en la figura 4.16.

121

FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador adicional

4.6.2 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2012

PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA

Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2012 se procede

a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de confiabilidad

del escenario en estudio. Se obtuvo los resultados para fallas simples, debido a

que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada elemento del

sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en general, como

para las cargas en particular. Los valores obtenidos para los índices de carga del

sistema se aprecian en la Tabla 4.6:

122

TABLA 4.6: Índices de carga del sistema

Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3928996 Número total de clientes atendidos.

2 SAIFI 1/año 0.64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema

3 SAIDI min/año 56.311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema

4 CAIDI h 1.465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente

5 ASAI % 99.989 Índice de disponibilidad de servicio promedio

6 F 1/año 27.398 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema

7 T h 1.484 Duración media de interrupción de la carga total del sistema

8 Q min/año 2439.452 No disponibilidad de la carga total del sistema

9 P MW/año 1542.141 Potencia de carga interrumpida total

10 W MWh/año 1986.198 Energía de carga total no suministrada

11 C US$/año 655863.191 Costos totales de interrupción de carga

El índice [SAIFI], representa al valor promedio de 0,64 [1/año], que quiere decir

que el sistema tiene una falla cada año y medio. El [SAIDI] significa una duración

promedio de 56,311 [min/año] o 0,94 [h/año], es decir que el sistema tiene en

promedio una falla cada año y medio y que la duración de esa falla es

aproximadamente una hora, el valor de la duración de la falla corresponde al

0.011% del total de horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos

índices anteriores se tiene un valor de 1.465 [h] por cliente, quiere decir que cada

usuario tendrá en promedio una hora y media de interrupción del servicio al año.

Se puede observar que el índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra

en un valor aceptable, pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados

completos se presentan en el Anexo 2, Tablas 3 y 4.

4.6.2.1 Índices por carga

En la Tabla 4.7, se hace una comparación de los resultados presentados en el

Anexo 2, Tabla 3, se determina que cargas poseen los mejores y peores

resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía

no suministrada.

123

TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga.

INDICE UNIDAD TOTAL NOMBRE DEL ELEMENTO

MEJOR VALOR

NOMBRE DEL ELEMENTO

PEOR VALOR

F [1/año] 27.398 C_GUALACEO 0.02 C_EMEPE_POS 4.861 Prob [min/año] 2439.452 C_GUALACEO 6.404 C_EMEPE_POS 558,253

W [MWh/año] 1986.198 C_MACAS 0.793 C_CATEG_POL 196.141

La frecuencia de falla 27.398 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de

todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 2439.452 [min/año],

corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos

los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el

tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 1986.198

[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a

la energía no suministrada de cada carga.

4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla

El sistema modelado posee 1774 elementos, divididos entre 149 generadores,

160 transformadores, 151 líneas de transmisión, 297 barras, 861 interruptores, 15

elementos de compensación, 61 cargas y 80 seccionadores. Para el análisis se

procedió a verificar el aporte de cada elemento para cada índice de confiabilidad

del sistema. De esto se puede extraer lo siguiente:

TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla.

ELEMENTOS # F [1/año] T [h] Prob [min/año] P [MW/año] W [MWh/año]

Transformadores de 3d 75 9,663 57,977 1,034,259 709,629 851,133

Transformadores de 2d 85 0,266 15 80 7,191 25,126

Líneas de transmisión 151 10,686 2,906 410,559 318,931 165,38

Interruptores 861 0,891 1,646,097 234,606 98,779 296,965

Barras 297 5,691 629,455 680,008 407,622 647,605

TOTAL 27,197 1,49 2,439,432 1,542,152 1,986,209

124

De los resultados mostrados en la Tabla 4.8 se aprecia que la mayor frecuencia

de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los

transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde

a los interruptores, cabe mencionar que para la determinación de tiempo total de

interrupción T [h] se aplica la siguiente expresión:

=

añoF

año

hob

TOTAL

1

Pr

TTOTAL

[ ]h49,1197.27

60

2439.452

T ==

Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres

devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada también

corresponde a los transformadores de tres devanados.

4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI

Luego de obtener los resultados para este periodo se observa que en relación al

período 2007 existe una mejoría en los puntos débiles determinados en este

último escenario. Para el caso de C_Jivino se puede observar que en esta zona

no se presentan problemas de elevada frecuencia de falla.

Para el caso de C_EMELRIOS_BAB, se observa una disminución de la frecuencia

de falla, cuyo valor es 3.759 [1/año], esto debido a que el plan de expansión

considera la instalación de un transformador adicional entre las barras

B_BBH_138 y B_BBH_69. Esta sugerencia fue mencionada en 4.6.1.3.2, pero

como se indico si se implementa doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo

(L_MIL_BAB) la frecuencia de falla disminuye.

125

Para el caso de C_EMEPE_POS, en este escenario posee la mayor frecuencia de

falla este valor es 4.814 [1/año], como se menciono en 4.6.1.3.3, esta zona tiene

problemas de frecuencia de falla, y se sugirió la implementación de un doble

circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS).

Finalmente para el caso de C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS se puede

observar que la frecuencia de falla es de 2.766 [1/año], para ambas cargas, estos

valores son similares a los del escenario 2007, la frecuencia de falla puede

mejorar si se implementa la sugerencia mencionada en 4.6.1.3.4.

En conclusión para este escenario existen problemas de frecuencia de fallas pero

en comparación con el período 2007 estos valores son menores. Para comparar,

la mayor frecuencia de falla en el período 2007 fue de 6.797 [1/año], mientras que

para el período 2012 es de 4.814 [1/año].

4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012

MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE

CONFIABILIDAD

La planificación de la expansión del sistema eléctrico es un factor que resulta

trascendental en cuanto a la confiabilidad del SEP. Tener una adecuada

seguridad, calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo

cual implica numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema,

específicamente en cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento

al mínimo costo con aceptables niveles de confiabilidad.

El tener o mantener ciertos niveles de confiabilidad en el sistema, involucra

aspectos de planificación tanto de corto como largo plazo, tanto a nivel de

generación, transmisión y distribución. En el corto plazo, involucra básicamente la

operación confiable del sistema, junto a la previsión de demanda por un período

126

de tiempo. En el largo plazo, el tema de la expansión se sujeta a ciertos criterios

de seguridad, minimizando costos para el abastecimiento de la demanda.

El estudio estadístico de fallas en todos los componentes es una parte importante

para el análisis de confiabilidad en un sistema de potencia, cuando se trata de

una validación del planeamiento se convierte en una herramienta fundamental.

En la Figura 4.17 se puede apreciar dos escenarios, el escenario pasado, en el

que se observa el comportamiento de los elementos, al tener una estadística de la

operación – falla de los elementos en un cierto tiempo. Con el análisis de

confiabilidad se puede hacer una predicción del comportamiento futuro del

sistema, corresponde al escenario futuro por lo que se puede decir que los datos

históricos son necesarios para calcular la probabilidad de contingencias en el

futuro.

FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema[20].

4.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007 Y 2012.

Con los resultados obtenidos en el análisis de confiabilidad para el escenario

2007 y para el escenario 2012, se procede a realizar una comparación de

resultados, esto se puede apreciar en la siguiente tabla:

[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo

127

TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos escenarios.

Índice Unidad

Valor Descripción

2007 2012

1 N - 3169569 3928996 Número total de clientes atendidos.

2 SAIFI 1/año 1,062 0,64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema

3 SAIDI min/año 126,978 56,311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema

4 CAIDI h 1,992 1,465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente

5 ASAI % 99,976 99,989 Índice de disponibilidad de servicio promedio

6 F 1/año 37,085 27,398 Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema

7 T h 1,622 1,484 Duración media de interrupción de las cargas del sistema

8 Q min/año 3608,943 2439,452 No disponibilidad de la carga del sistema

9 P MW/año 1758,725 1542,141 Potencia de carga interrumpida del sistema

10 W MWh/año 3056,142 1986,198 Energía de carga no suministrada del sistema

11 C US$/año 782564,107 655863,191 Costos totales de interrupción de carga

Como se observa el SAIFI bajo en un 39.736 %, el SAIDI bajo en un 55.653 %, el

CAIDI disminuye en 26.456 % y el índice ASAI mejoro en un 0.013 %. Para la

frecuencia de falla existe una disminución del 26.121 %, la duración media de la

interrupción baja en un 8.508 % y la probabilidad de falla bajo en un 32.405 %. La

potencia de interrupción disminuye en un 12.315 %, y la energía no suministrada

baja en un 35.010 %.

Con estos resultados se puede concluir que el escenario planteado para el año

2012 período de máxima demanda e hidrología seca, posee una disminución

considerable de los niveles de energía no suministrada. En cuanto a los otros

índices, existe una reducción en sus valores lo que representa una mejor

confiabilidad en el sistema, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el

suministro de energía eléctrica.

La disminución de energía no suministrada da la pauta para validar el plan de

expansión propuesto, cabe mencionar que los niveles de energía no suministrada

se pueden mejorar reforzando el sistema, ya sea mediante la implementación de

circuitos paralelos, transformadores adicionales en las S/E o en su defecto ubicar

nuevos puntos de generación. Por lo expuesto el plan de expansión propuesto por

TRANSELECTRIC para el año 2012 técnicamente es viable. Estos resultados

tendrán validez si se cumple con el plan de expansión y con los proyectos a

128

ejecutarse dentro del mismo, tanto para el sistema de generación como para la

red de transmisión.

4.7.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA[22]

Dado el nivel de inversiones y la búsqueda de un desarrollo económico y

sustentable, se deben buscar las herramientas que permitan establecer

parámetros de comparación entre los costos y beneficios que acarrea el

establecer ciertos niveles de eficiencia. Desde el punto de vista netamente

teórico, el situarse en el óptimo del mercado involucraría el conocer tanto el costo

que tiene para las empresas eléctricas el entregar el producto o suministro con un

cierto grado de confiabilidad, como el costo que tiene para los clientes el ser

suministrado con cierta falta de esta. Lo anterior se representa en la figura 4.18.

FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad[20].

Actualmente en nuestro país no existe un estudio que otorgue un costo de

energía no suministrada sin embargo con la finalidad de establecer valores

monetarios al análisis realizado, se considera un valor entre 300 USD $/MWh y

[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007. [22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado de los sistemas

eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.

129

700 USD $/MWh. Según los niveles de energía no suministrada obtenidos para el

año 2007 y para el año 2012, se pueden obtener los costos que se presentan en

la Tabla 4.10.

TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada

PERÍODOS ENERGÍA NO SUMINISTRADA COSTOS $/MWh

año MWh/año 300 700 2007 3056,142 916842,6 2139299,4 2012 1986,198 595859,4 1390338,6

Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de

los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del

servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del

presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en

generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el

desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector

eléctrico.

130

CAPÍTULO V

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Para la realización del presente proyecto se ha desarrollado una base de datos

estadísticos de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI

considerando los últimos 6 años de operación. Se utilizó el software NEPLAN que

permite realizar el análisis de confiabilidad del SNI, considerando los escenarios

correspondientes a los años 2007 y 2012 en sus correspondientes períodos de

hidrología seca.

Se determinaron índices de confiabilidad del sistema nacional interconectado para

el año 2007, tales como el índice de frecuencias de interrupciones promedio del

sistema (SAIFI), Índice de duración de interrupciones promedio del sistema

(SAIDI), Índice de duración de interrupciones promedio por cliente (CAIDI), Índice

de disponibilidad de servicio promedio (ASAI), Frecuencia de interrupción de las

cargas del sistema (F), Duración media de interrupción de las cargas del sistema

(T), Indisponibilidad de servicio del sistema (Q), potencia de carga interrumpida

del sistema P y energía no suministrada del sistema W. De los resultados

obtenidos, el nivel de confiabilidad del SNI se encuentra en 99.976 %.

La confiabilidad que tiene un sistema de potencia se asocia a su capacidad de

respuesta frente a contingencias, garantizando la continuidad de servicio, la

seguridad, calidad y suficiencia del suministro eléctrico. En este estudio la energía

no suministrada del año 2007 es 3.056 GWh/año y la demanda para este año se

estima en 11596 GWh/año, por lo que el nivel de energía no suministrada

representa un 0.02 % del total de la demanda anual del sistema.

131

El estudio plantea alternativas de mejora en los niveles de confiabilidad de los

puntos considerados como débiles en base al reforzamiento de la red de

transmisión o a la implementación de nuevas unidades de generación.

Para el escenario planteado para el año 2012 se realizó el análisis de

confiabilidad y los resultados validan el plan de expansión para este año, en

función de que los niveles de energía no suministrada disminuyeron a 1986.198

MWh/año lo que representa el 0.012 % de 16436 GWh/año de demanda

proyectada para este año, esto significa una reducción del 35 % del nivel de

energía no suministrada obtenida en el año 2007 y una mejora en el nivel de

confiabilidad que alcanza un nivel de disponibilidad de 99.989 %.

Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de

los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del

servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del

presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en

generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el

desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector

eléctrico.

5.2 RECOMENDACIONES

Se recomienda llevar a cabo una estadística de operación, falla y mantenimiento

de todos los elementos del sistema, esto permitirá en el futuro obtener índices de

confiabilidad mejor ajustados a la realidad del sistema. Tener una estadística

global del sistema es un requisito indispensable para llevar a cabo un correcto

análisis de confiabilidad.

Se recomienda aplicar las sugerencias planteadas en el capítulo IV en los puntos

4.6.1.3.1 al 4.6.1.3.4 para mejorar la confiabilidad en las zonas consideradas

débiles y así disminuir los niveles de energía no suministrada del sistema.

132

Se recomienda analizar los cronogramas establecidos para la realización de

mantenimientos preventivos en base a análisis de sensibilidad de índices de

confiabilidad. En el mismo sentido se recomienda optimizar la ejecución de las

tareas para mantenimientos correctivos ante contingencias, con la finalidad de

reducir los tiempos de indisponibilidad y de esta forma mejorar los índices de

confiabilidad del sistema.

De los resultados obtenidos, para el año 2012, se tiene que el plan de expansión

no considera reforzamiento de los puntos débiles presentados en el año 2007,

tales como C_EMEPE_POS, C_CATEG_PAS Y C_EMELGUR_PAS, por lo que

se sugiere tomar en cuenta los resultados obtenidos en el presente trabajo de

investigación con el objeto de que los futuros planes de expansión consideren

análisis de confiabilidad en su planeamiento.

Se recomienda la realización del estudio que determine el costo de la energía no

suministrada, para usuarios residenciales, comerciales e industriales. De esta

manera se podrá estimar los costos por energía no suministrada y en función de

ellos la realización de planes de expansión que involucren análisis económicos

que evalúen adecuadamente el impacto sobre la economía social que significa el

manejo de índices de confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.

133

CAPÍTULO VI

6 BIBLIOGRAFÍA

[1] UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de

Confiabilidad de los Sistemas Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.

[2] CENACE, Dirección de Operación, Procedimientos de Índices de Confiabilidad.

[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del

suministro eléctrico en el Ecuador.

[4] HERNANDEZ JACHO, Eddison Fernando. Análisis de Confiabilidad del

Sistema de Generación Ecuatoriano. 2006.

[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo

de la Confiabilidad del Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el

programa DIGSILENT.

[6] BILLINTONG, Roy. Reliability Evaluation of Power Systems. 1996.

[7] GRECO, Gustavo Daniel. Valoración de Confiabilidad de Suministros de

Energía Eléctrica Interconectados considerando las restricciones más

importantes de la red de transporte. Universidad Nacional de San Juan -

Argentina. Febrero 2000.

[8] CENACE, Dirección de Operación, Procedimientos de Índices de

Confiabilidad.

[9] CENACE, Dirección de Operación, Bitácoras diarias de Operación.

134

[10] TRANSELECTRIC S.A, Protecciones y Control de Operación y

Mantenimiento, Bitácoras diarias de Operación.

[11] SOTO, Manuel Ricardo. Cálculo de Índices Nodales y Funcionales de

Confiabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia. 1997.

[12] ZAPATA, Carlos Julio. Modelamiento de Componentes de sistemas

Compuestos Generación – Transmisión para estudios de Confiabilidad.

Agosto 2004.

[13] ARRIAGADA, Aldo Gary. Evaluación de Confiabilidad en Sistemas Eléctricos

de Distribución. 1994.

[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 –

Cálculos de Confiabilidad. Septiembre 2004.

[15] OCONNOR, Patrick, Practical Reliability Engineering, 1991.

[16] OSAKI, Shunji, Stochastic System Reliability modeling.

[17] Plan Nacional de Electrificación 2006 – 2015, CONSEJO NACIONAL DE

ELECTRICIDAD (CONELEC).

[18] Plan Expansión de TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2015, versión Mayo

2007.

[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS –

CONELEC, Mayo 2007.

[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS –

CONELEC, Mayo 2007.

135

[21] GOLD BOOK IEEE. IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable

Industrial and Commercial Power Systems - Chapter 8 Basic concepts of

reliability analysis by probability methods. December 1997.

[22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado

de los sistemas eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.

[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.

[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN –

ARGENTINA. Electric Power: Transmission and Generation Reliability and

Adequacy.


136

ANEXOS ANEXOS

137

ANEXO 1

Tabla 1: Datos Generadores

Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN

Tipo Unidad Tipo F falla larga

indep T falla larga

indep. T

arranque Prob falla arranque

Gradiente de potencial

1/año h h arranque %/min

1 INTERCONX. COLOMBIA Colombia 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

2 HIDROABANICO G_ABANICO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 3

A.TINAJERO AT1 G_AT1_ATINAJERO 9.00000 2.11481 0.25 0.03 9.0332

4 AT2 G_AT2_ATINAJERO 2.50000 0.93778 0.25 0.03 16.66667 5 G_CALOPE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 6 G_COCA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 7

CUMBAYA

U1 G_CUMBAYA_VIC_1 0.83333 1.44000 0.14 0.03 50 8 U2 G_CUMBAYA_VIC_2 0.50000 1.67222 0.14 0.03 50 9 U3 G_CUMBAYA_VIC_3 1.00000 3.33056 0.14 0.03 50 10 U4 G_CUMBAYA_VIC_4 1.83333 0.60758 0.14 0.03 50 11

Ideal

G_ECOLUZ_VIC 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 12 G_EQELECAUSTRO_CUE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 13 G_EQEMELNORTE_TUL 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 14 G_EQV_ESM 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 15 G_EQV_MAN 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 16 TERMO ESMERALDAS U1 G_G1_CTESM 7.00000 2.19087 7.5 0.03 1000000 17 ELECTROGUAYAS GAS PASCUALES G_GAS_PAS 1.66667 12.97656 1 0.03 1.737373 18 GUALBERTO HERNANDEZ (TERMICO) U3 G_GHERNANDEZ_ROS 8.00000 1.21007 2 0.03 0.232558

19 EMPRESA ELECTRICA QUITO GUANGOPOLO HIDRAULICO U4 G_GUANGOP+CHILL_ROS 0.66667 1.25833 0.08 0.03 2.15686

20

TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO

GUANG-U1 G_GUANGOPOLO_1 7.16667 1.72248 1 0.03 2.403846 21 GUANG-U2 G_GUANGOPOLO_2 6.16667 1.48649 1 0.03 2.403846 22 GUANG-U3 G_GUANGOPOLO_3 3.83333 2.60000 1 0.03 2.403846 23 GUANG-U4 G_GUANGOPOLO_4 7.16667 2.78566 1 0.03 2.403846 24 GUANG-U5 G_GUANGOPOLO_5 4.50000 2.25062 1 0.03 2.403846 25 GUANG-U6 G_GUANGOPOLO_6 7.33333 2.44167 1 0.03 2.403846 26

Ideal G_HOLCIN 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

27 G_INGENIOS 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 28 G_LA_ESPERANZA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 29 EMPRESA ELECTRICA QUITO NAYON U1 G_NAYON_VIC 1.83333 1.22121 0.1 0.03 10.41667

138


Tipo Unidad Tipo F falla larga indep T falla larga indep. T arranque Prob falla arranque Gradiente de potencial

1/año h h arranque %/min 30

Ideal

G_PAPALLACTA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

31 G_PBARGE_1 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

32 G_PBARGE_2 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

33 G_POZA_HONDA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

34 G_Salinas 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

35 G_San Carlos 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

36 G_Selva_Alegre 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

37 G_SIBIMBE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

38 ANIBAL SANTOS TG1 G_TG1_GASAN 2.16667 3.02308 0.05 0.03 20.8594

39 SANTA ROSA U1 G_TG1_ROS 3.83333 0.79638 0.17 0.03 27.7777





44

ANIBAL SANTOS

TG3 G_TG4_GZEV 3.00000 1.99259 0.05 0.03 19.49318

45 TG5 G_TG5_GASAN 1.33333 1.57917 0.28 0.03 6.6047

46 TG6 G_TG6_GASAN 2.50000 2.58111 0.28 0.03 4.9924

47 Ideal G_TOPO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

48 ANIBAL SANTOS TV1 G_TV1_VASAN 2.16667 2.15897 11 0.03 0.606

49 GONZALO ZEVALLOS TV2 G_TV2_GZEV 3.16667 1.81404 3 0.03 2.0547

50 GONZALO ZEVALLOS TV3 G_TV3_GZEV 3.83333 5.26883 3 0.03 2.0559

51 HIDROPAUTE U10-PAUTE-C5 G_U10_PAUTE 0.50000 0.29444 0.1667 0.03 43.5047

52 HIDRO AGOYAN HAGOY-U1 G_U1_AGO 1.16667 1.03095 0.1667 0.03 12.51565

53 HIDRO NACION U1-G_U1_DPER G_U1_DPER 7.00000 0.88333 0.1333 0.03 42.0875

54 ELECTROQUIL EQUIL-U1 G_U1_EQUIL 13.83333 2.33494 0.5 0.03 4.4444

55 Ideal G_U1_Keppel 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

56 HIDROPAUTE U1-PAUTE-AB1 G_U1_PAUTE 1.33333 0.78750 0.1667 0.03 43.5047

57 HIDRO PUCARA HPUCA-U1 G_U1_PUC 0.33333 2.35000 0.0867 0.03 64.8055

139


Tipo Unidad Tipo F falla larga indep T falla larga indep. T arranque Prob falla arranque Gradiente de potencial

1/año h h arranque %/min 58 Ideal G_U1_SFCO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

59 HIDRO AGOYAN HAGOY-U2 G_U2_AGO 1.50000 3.44074 0.1667 0.03 12.51565



62 Ideal G_U2_Keppel 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000


64 HIDRO PUCARA HPUCA-U2 G_U2_PUC 1.16667 1.66190 0.1067 0.03 61.427

65 Ideal G_U2_SFCO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000











76 Ideal Inter_Peru 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

80 TRINITARIA TRINITAR G_U1_TRI 8.66667 2.70128 3 0.03 0.989346

88 HIDRO REGIONAL DEL SUR HCMRA-U2 G_EQEERSSA_LOJ 11.16667 1.14453 0.17 0.03 1000000

89 EMELORO-EL CAMBIO CMBIO-U3 G_EQEMELORO_MAC 1.50000 4.49441 0.3333 0.03 1000000

90 MACHALA POWER U1 G_UA_MPP 11.16666 1.89850 2 0.03 3.338

91 MACHALA POWER U2 G_UB_MPP 10.33333 0.99866 2 0.03 2.388458

92 VICTORIA II U1 G_VICTORIA_TRI 4.83333 2.58621 0.25 0.03 1000000

93 TERMO STA. ELENA LIBERTAD U9 G_EQEMEPE_SEL 1.83333 5.22879 0.0833 0.03 1000000

94 EMAAP-Q U1 H_EMAAPQ 3.33333 2.18167 0.053 0.03 1000000

140


Tipo Unidad Tipo

F falla larga indep

T falla larga indep.

T arranque

Prob falla arranque

Gradiente de potencial

1/año h h arranque %/min 95 NAYON U1 NAYON_1 1.83333 1.22121 0.1 0.03 20.20202 96 NAYON U2 NAYON_2 0.66667 1.70417 0.1 0.03 20.20202

97 TERMO BOLIVAR U1-GUARANDA G_GUARANDA 0.83333 2.82333 0.5 0.03 333.3333

98 HIDRO RIOBAMBA U1-RIO BLANCO G_GEQRIO_RIO 10.66667 1.95833 0.25 0.03 1000000 99 TERMO AMBATO LLIGUA-U1 G_EQAMBATO_AMB 1.50000 5.74074 1 0.03 1000000

100 HIDRO COTOPAX U4 G_EQELEPCO_MUL 2.83333 1.14706 0.1667 0.03 1000000

101 HIDRO REGIONAL DEL NORTE PLAYA-U1 G_EQEMELNORTE_IBA 3.33333 2.20333 0.17 0.03 1000000 102 E.E. LOS RIOS U2 G_EMELRIOS 1.16667 9.83810 0 0.03 1000000

103 Ideal G_JIVINO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

104 Ideal G_U1_Termo Oriente 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000

Tabla 2: Datos Líneas de Transmisión a 230 Kv


Longit. Número F rel falla larga

indep T falla larga

indep. F interrup larga

plan. T abs interrup larga

plan. Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 1 Milagro - Dos Cerritos L_DCE_MIL 42.7 1 0.007806 0.183300 0.500000 7.455560 2 Sto. Domingo - Quevedo C1 L_DOM_QVD_2_1 104 1 0.003205 38.741250 1.000000 83.140833 3 Sto. Domingo - Quevedo C2 L_DOM_QVD_2_2 104 1 0.006410 22.716458 0.008013 148.458389 4 Sta. Rosa - Sto. Domingo C1 L_DOM_ROS_2_1 78.34 1 0.017020 0.360417 1.500000 91.993519 5 Sta. Rosa - Sto. Domingo C2 L_DOM_ROS_2_2 78.34 1 0.017020 1.508333 1.300000 99.176111 6 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 1 220 212.18 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 7 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 2 220 212.83 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 8 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 3 220 212.83 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 9 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 4 220 212.83 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 10 Pascuales - Trinitaria C1 L_Keepel_Tri1 6 1 0.138889 0.370000 1.666667 10.040000 11 Pascuales - Trinitaria C1 L_Keepel_Tri2 6 1 0.138889 0.370000 1.666667 10.040000 12 Machala - Zorritos C1 L_MAC_ZOR_2_1 107 1 0.001665 0.150000 1.166667 82.468333 13 Machala - Zorritos C2 L_MAC_ZOR_2_2 55 1 0.001665 0.150000 0.333333 115.999028 14 L_MIL_MAC 133 1 Ideal 15 Milagro - Pascuales C2 L_MIL_PAS_2_2 52.7 1 0.009488 0.277778 1.166667 7.233333

141


Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.

Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 16 Pascuales-Molino C1 L_MOL_PAS_2_1 188.43 1 0.003538 0.408333 1.833333 31.136162 17 Pascuales-Molino C2 L_MOL_PAS_2_2 188.43 1 0.004422 0.433333 2.166667 11.743590 18 Molino-Riobamba C1 L_MOL_RIO_2 157.3 1 0.001665 0.150000 2.166667 37.222821 19 Milagro-Molino C1 L_MOL_ZHO_2_1 15 1 0.007369 0.858333 2.333333 19.534464 20 Milagro-Molino C2 L_MOL_ZHO_2_2 15 1 0.007369 0.572222 2.333333 18.341587 21 Dos Cerritos - Pascuales L_PAS_DCE 10 1 0.007806 0.183333 0.500000 7.455556 22 Pascuales - Trinitaria C1 L_PAS_PTRAL_2_2 10.5 1 0.029467 0.370000 1.666667 10.040000 23 Pascuales - Trinitaria C1 L_PAS_TRI_2_1 28.28 1 0.029467 0.370000 1.666667 10.040000 24 Pascuales - Trinitaria C1 L_PRT_TRI_2_2 21.78 1 0.038261 0.370000 1.666667 10.040000 25 Quevedo - Pascuales C1 L_QVD_PAS_2_1 145.25 1 0.009179 0.443750 2.833333 8.283333 26 Quevedo - Pascuales C2 L_QVD_PAS_2_2 145.25 1 0.006884 4.247176 2.833333 86.378513 27 Quevedo - Pascuales C1 L_QVD_SCY 107 1 0.012461 0.443750 2.833333 8.283330 28 Sta. Rosa - Pomasqui C1 L_ROS_POM_1_1 46 1 0.047101 0.492308 1.166667 19.652302 29 Sta. Rosa - Pomasqui C2 L_ROS_POM_1_2 46 1 0.061594 0.862745 1.500000 83.490000 30 Sta. Rosa - Pomasqui C1 L_ROS_POM_2_1 46 1 0.047101 0.492308 1.166667 19.652302 31 Sta. Rosa - Pomasqui C2 L_ROS_POM_2_2 46 1 0.061594 0.862745 1.500000 83.490000 32 Sta. Rosa - Totoras C1 L_ROS_TOT_2_1 110.09 1 0.003028 0.285417 0.666667 14.279167 33 Sta. Rosa - Totoras C2 L_ROS_TOT_2_2 110.09 1 0.004542 0.194444 0.833333 14.496667 34 L_SHO_CUE 52 1 ideal 35 Molino-Totoras L_TOT_MOL_2 200.2 1 0.001665 0.150000 1.833333 15.540909 36 Totoras - Riobamba C1 L_TOT_RIO 42.88 1 0.003887 0.166667 1.333333 9.291667 37 L_TOT_SFCO_1 45 1 ideal 38 L_TOT_SFCO_2 45 1 ideal 39 Milagro-Molino C1 L_ZHO_MIL_2_1 120.74 1 0.008282 0.858333 2.333333 19.534464 40 Milagro-Molino C2 L_ZHO_MIL_2_2 120.74 1 0.008282 0.572222 2.333333 18.341587

142




Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 1 Ibarra - Ibarra T IBA1IBA 0.01 1 0.003858 0.150000 2 Pucará-Ambato L_AGO_SEC AGO_1 2.8 1 0.059524 0.600000 0.333333 6.325000 3 Pucará-Ambato L_AGO_SEC AGO_1(1) 2.8 1 0.059524 0.600000 0.333333 6.325000 4 Pucará-Ambato L_BÑS_PUY 54.21 1 0.003074 0.600000 0.333333 6.325000 5 Carmen - Papallacta L_CAR_PAP 31 1 0.005376 3.883333 6 Daule Peripa - Chone L_CHO_DPR_1 63.75 1 0.007843 1.572220 1.000000 6.502778 7 Pascuales - Sta Elena L_CHO_SEL(1) 81.4 1 0.018428 0.227778 2.833333 9.702941 8 Pascuales - Sta Elena L_CHO_SEL(2) 81.4 1 0.018428 0.227778 2.833333 9.702941 9 Electroquil - Posorja L_CHON_POS 70.3 1 0.049787 1.595238 2.500000 30.796426 10 Tena - Orellana L_COC_JIV_138 41 1 0.109756 1.641358 11 Conocoto - San Rafael L_CON_SRAF 5.5 1 0.003858 3.883333 12 Paute - Cuenca C2 L_CUE_CUMB 20.8 1 0.024038 0.911111 3.000000 20.734167 13 Cuenca - Loja L_CUE_LOJ_1 134.2 1 0.014903 0.215278 1.000000 21.894306 14 Cuenca - Loja L_CUE_LOJ_2 134.2 1 0.014903 0.215278 1.000000 21.894306 15 Paute - Cuenca C2 L_CUMB_LIMON 66.44 1 0.007454 0.911111 3.000000 20.734167 16 Sto. Domingo - Esmeraldas C1 L_DOM_ESM_1 154.8 1 0.020457 0.696491 1.500000 16.583302 17 Sto. Domingo - Esmeraldas C2 L_DOM_ESM_2 154.8 1 0.016150 1.721111 1.333333 11.352083 18 Daule Peripa - Portoviejo C1 L_DPR_POR_1 91.2 1 0.009137 0.386667 0.666667 5.137500 19 Daule Peripa - Portoviejo C2 L_DPR_POR_2 91.2 1 0.007310 0.591806 0.833333 5.113333 20 Quevedo - Daule Peripa C1 L_DPR_QVD_1 43.2 1 0.007716 2.775000 0.500000 6.577778 21 Quevedo - Daule Peripa C2 L_DPR_QVD_2 43.2 1 0.003858 0.150000 0.666667 5.491667 22 Electroquil - Posorja L_EQUIL_CHON 13.8 1 0.253623 1.595238 2.500000 30.796426 23 Pascuales - policentro C1 L_ESC_CAR_1 5.45 1 0.030581 0.116667 1.833333 19.633283 24 Pascuales - policentro C1 L_ESC_CAR_2 5.45 1 0.030581 0.116667 1.833333 19.633283 25 Eugenio Espejo - Selva Alegre L_ESPJ_SAL 18 1 0.018519 1.575000 26 Vicentina-Guangopolo L_GPL_VIC 7 1 0.071429 0.683333 0.166667 8.333333 27 Ibarra - Tulcán L_IBA_TUL_1 74.48 1 0.011189 0.320000 0.333333 6.275000 28 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 1 220 212.2 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 29 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 2 220 212.8 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 30 Paute - Cuenca C2 L_LIMON_MACAS 80 1 0.006250 0.911111 3.000000 20.734167 31 Milagro - Babahoyo L_MIL_BAB 47.3 1 0.052854 0.226667 1.333333 6.241667 32 Milagro - San Idelfonso C1 L_MIL_SID_1_1 112.7 1 0.038450 0.316667 3.166667 15.697281 33 Milagro - San Idelfonso C2 L_MIL_SID_1_2 112.7 1 0.032535 0.323485 2.666667 7.261458 34 Paute - Cuenca C1 L_MOL_CUE_1_1 67.08 1 0.009938 2.562500 5.500000 21.914057

143



Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 35 Paute - Cuenca C2 L_MOL_CUE_1_2 67.08 1 0.007454 0.911111 3.000000 20.734167 36 Mulaló-Vicentina L_MUL_VIC_1 74 1 0.006757 2.027778 0.833333 43.139778 37 Pascuales - policentro C1 L_PAS_CEDEGE 10 1 0.011038 0.116667 1.833333 19.633283 38 Pascuales - Sta Elena L_PAS_CHON_1 24.2 1 0.061983 0.227778 2.833333 9.702941 39 Pascuales - Sta Elena L_PAS_CHON_2 24.2 1 0.061983 0.227778 2.833333 9.702941 40 Pascuales - policentro C1 L_PAS_POL_1_1 15.1 1 0.011038 0.116667 1.833333 19.633283 41 Pascuales - policentro C2 L_PAS_POL_1_2 15.1 1 0.044150 0.613542 1.166667 41.718730 42 Pascuales - Salitral C1 L_PAS_SAL_1_1 17.4 1 0.067050 1.676190 3.500000 9.406336 43 Pascuales - Salitral C2 L_PAS_SAL_1_2 17.4 1 0.009579 0.366667 1.166667 7.059524 44 Vicentina-Ibarra C1 L_POM_IBA_1 60.5 1 0.019284 4.614286 3.666667 27.851351 45 Vicentina-Ibarra C2 L_POM_IBA_2 60.5 1 0.008264 0.983333 2.833333 26.789052 46 Pomasqui - Pomasqui EEQ L_POM_PQUITO 3 1 0.222222 2.987500 47 Pomasqui - S/E19 L_POM_SE19 17.5 1 0.057143 1.952778 48 Pomasqui - S/E 18 L_POMq_S/E18 6 1 0.083333 4.288889 49 Menor Valor costa L_PRT_SCY 8 1 0.003858 0.150000 50 Pucará-Ambato L_PUC_AMB 27.74 1 0.006008 0.600000 0.333333 6.325000 51 Pucará-Mulaló L_PUC_MUL 35 1 0.004762 0.350000 0.500000 14.172222 52 Puyo - Tena L_PUY_TEN 66.1 1 0.022727 7.729630 3.500000 53.856878 53 Sta Rosa - El Carmen L_ROS_CARMEN 29.3 1 0.005688 3.883333 0.166660 4.900000 54 Sta Rosa - Eugenio Espejo L_ROS_ESPJ 9.5 1 0.035088 0.283333 0.500000 7.094444 55 Sta Rosa - Selva alegre L_ROS_SALEG 25 1 0.006667 0.066667 0.166667 7.016667 56 SelvaAlegre - Pomasqui EEQ L_SALEG_PQUITO 18 1 0.074074 2.254167 57 Selva Alegre - S/E 19 L_SALEG_S/E19 8.5 1 0.098039 2.716667 58 L_SCY_MNT 34 1 ideal 59 Daule Peripa - Chone L_SEV_CHO 30.25 1 0.016529 1.572222 1.000000 6.502778 60 San Idelfonso - Machala C1 L_SID_MAC_1_1 21 1 0.039683 0.330000 3.000000 77.588210 61 San Idelfonso - Machala C2 L_SID_MAC_1_2 21 1 0.079365 1.431667 2.500000 45.367389 62 San Idelfonso - Machala C1 L_SID_MPP_1 11.2 1 0.074405 0.330000 3.000000 77.588210 63 Vicentina-Guangopolo L_SRAF_VIC 15 1 0.033333 0.683333 0.166667 8.333333 64 Sta Rosa - El Carmen L_SROS_CON 12 1 0.013889 3.883333 0.166667 4.900000 65 Tena - Orellana L_TEN_COC 139 1 0.032374 1.641358 2.166667 152.639765 66 Pucará-Ambato L_TOT_AGO_1 30.6 1 0.005447 0.600000 0.333333 6.325000 67 Pucará-Ambato L_TOT_AGO_2 30.6 1 0.005447 0.600000 0.333333 6.325000 68 Pucará-Ambato L_TOT_AMB 7 1 0.023810 0.600000 0.333333 6.325000 69 Pascuales - policentro C1 L_TRI_SAL_1 11 1 0.015152 0.116667 1.833333 19.633283 70 Pascuales - policentro C1 L_TRI_SAL_2 11 1 0.015152 0.116667 1.833333 19.633283

144



Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 71 Vicentina-Ibarra C1 L_VIC_POM_1 20.7 1 0.056361 4.614286 3.666667 27.851351 72 Vicentina-Ibarra C2 L_VIC_POM_2 20.7 1 0.024155 0.983333 2.833333 26.789052


Referencia de la base de datos

Datos ingresados en NEPLAN


Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h

1 Ideal

L_COC_JIV 41 1 69kv

2 L_CUE_CUEb 1 1 69kv

3 L_EQUIL_HOLCIN 0.001 1 69kv

4 L_MAC_MAC T 0.001 1 69kv

5 L_RIO_GUA 30 1 69kv

6 L_SAL_EQUIL_1 11 1 69kv

7 L_SAL_EQUIL_2 11 1 69kv

8 SAL_EME_0 0.01 3 69kv

145

Tabla 5: Datos de Transformadores de 230 kV 3 devanados



Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.

Voltaje 1/año h 1/año h

1 DOS CERRITOS ATK 230/69 T_ATK_CER_3U 0,2 5 0 0

2 STA. ROSA ATU 2 230/138 T_ATT_ROS_3U 0,2 5 0 0

3 POMASQUI ATU 230/138 T_ATU_POM_1U 0,166666667 0,533333333 0,666666667 4,25

4 STO. DOMINGO ATU 230/138 T_ATU_DOM_3U 0,5 1,811 1,166666667 13,2856746

5 STA. ROSA ATU 230/138 T_ATU_ROS_3U 0,333333333 2,265 1,166666667 31,57111111

6 QUEVEDO ATT 230/138 T_ATT_QVD_3U 0,166666667 3,083333333 1,166666667 9,69047619

7 TOTORAS ATT 230/138 T_ATT_TOT_3U 0,166666667 1,183333333 1 26,66643519

8 RIOBAMBA TRK 230/69 T_TRK_RIO_1U 0,2 5 0,666666667 27,62486111

9 PAUTE AT2 230/138 T_AT2_MOL_3U2 0,333333333 6,675 0 0

10 PAUTE AT1 230/138 T_AT1_MOL_3U1 0,333333333 6,183333333 0 0

11 MILAGRO ATK 230/69 T_ATK_MIL_3U 0,5 2,961 1,833333333 20,43320707

12 MILAGRO ATU 230/138 T_ATU_MIL_1U 0,166666667 3,216333333 1,5 7,833333333

13 PASCUALES 2 230/138 T_ATU_PAS_3U 0,2 5 1,5 13,11111111

14 PASCUALES 230/138 T_ATT_PAS_3U 0,166666667 0,583333333 1,666666667 10,85

15 SININCAY 230/69 T_TRU_SIN_1U 0,2 5 0 0

16 DATO INTERNACIONAL T_ATT_ESC 0,2 5 0 0

17 TRINITARIA ATT 230/138 T_ATT_TRI_1U 0,2 5 1,5 5,194444444

18 MACHALA 230/69 T_TRK_MAC_3U 0,2 5 0 0

146

Tabla 6: Datos de Transformadores de 138 kV 3 devanados



Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan. Voltaje 1/año h 1/año h

1 MACHALA ATQ 138/69 ATQ MACHALA 1,666666667 2,181633333 1,833333333 0,354618056

2 QUEVEDO ATR 138/69 T_ATR_QVD_3U 1,666666667 1,345033333 0 0

3 PORTOVIEJO AA1 138/69 T_ATQ_POR_1U 0,5 0,583555556 2 0,361117863

4 MACHALA ATQ 138/69 T_ATQ_MAC_3U 0,2 5 0 0

5 POLICENTRO ATQ 138/69 T_ATQ_POL_3U 1 1,1555 0 0

6 TRINITARIA ATQ 138/69 T_ATQ_TRI_3U 0,5 1,277777778 0 0

7 SALITRAL ATR 138/69 T_ATR_SAL_3U 0,333333333 0,816666667 0 0

8 SALITRAL ATQ 138/69 T_ATQ_SAL_3U 1,666666667 0,794966667 0 0

9 POSORJA ATQ 138/69 T_ATQ_POS_1U 0,5 5,366555556 0 0

10 MULALO ATQ 138/69 T_ATQ_MUL_1U 0,333333333 0,85 0 0

11 STA. ROSA TRP 138/46 T_TRP_ROS 0,2 5 0 0

12 VICENTINA T2 138/69 T_T2_VIC 0,2 5 0 0

13 SELVA ALEGRE 1 138/69 T_SEAL(1) 0,2 5 0 0

14 IBARRA ATQ 138/69 T_ATR_IBA_1U 0,2 5 0 0

15 TULCAN ATQ 138/69 T_ATQ_TUL_1U 0,166666667 0,483333333 0,666666667 26,24972222

16 IBARRA T1 138/34.5 T_IBARRA 0,5 0,766777778 0,5 28,66666667

17 IBARRA ATQ 138/69 T_ATQ_IBA_1U 0,2 5 0,833333333 12,5

18 SELVA ALEGRE 2 138/46 T_TRQ_ALE_1U 0,2 5 0 0

19 S/E 19 138/46 T_SE19 0,2 5 0 0

20 ESMERALDAS AA1 138/69 T_ATQ_ESM_1U 0,5 0,726666667 1,5 35,27759259

21 CHONE ATQ 138/69 T_ATQ_CHO_1U 0,666666667 0,487666667 0,833333333 11,39994444

22 COCA 138/69 T_ATQ_COC_1U 0,2 5 0 0

23 JIVINO 138/69 T_JIVINO 0,2 5 0 0

24 STA. ROSA TRN 138/46 T_TRN_ROS 0,166666667 0,317 1,666666667 25,84977778

25 AMBATO AT1 138/69 T_ATQ_AMB_1U 0,166666667 0,083333333 0,5 18,83324074

26 TENA 138/69 T_ATQ_TEN_1U 0,2 5 0,666666667 14,99993056

27 TOTORAS ATQ 138/69 T_ATQ_TOT_3U 0,833333333 0,977333333 0,666666667 12,74993056

147



Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan. Voltaje 1/año h 1/año h

28 QUEVEDO ATR 138/69 T_ATR_QVD 1,666666667 1,345033333 0 0

29 PORTOVIEJO AA2 138/69 T_ATR_POR_1U 0,333333333 1,933333333 1 17,08333333

30 BABAHOYO ATQ 138/69 T_ATQ_BAB_1U 2,166666667 0,759025641 0 0

31 STA. ELENA ATQ 1 138/69 T_ATQ_ELE_1U 0,2 5 0 0

32 PASCUALES OHIO 138/69 T_ATQ_PAS_1U 1,666666667 0,983333333 4,5 39,3793107

33 CUENCA ATQ 138/69 T_ATQ_CUE_3U 0,166666667 0,266666667 4,666666667 12,35708333

34 LOJA ATQ 138/69 T_ATQ_LOJ 0,333333333 0,733333333 0,666666667 6,25

35 POLICENTRO ATQ 138/69 T_ATK_PRTAL 0,2 5 0 0

36 DATO INTERNACION. 138/69 T_ATR_BÑS_1U 0,2 5 0 0

37 DATO INTERNACION. 138/69 T_CUMBARATZA 0,2 5 0 0

38 PUYO 138/69 T_ATQ_PUYO 0,2 5 0 0

Tabla 7: Datos de Transformadores de dos devanados


Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep. kV kV 1/año h 1 T C GUANGOPOLO 138 6,6 0,2 5 2 T TG1 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 3 T TG2 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 4 T TG3 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 5 T U1 Agoyan 138 13,8 0,2 5 6 T U1 Pucara 138 13,8 0,2 5 7 T U2 Agoyan 138 13,8 0,2 5 8 T U2 Pucara 138 13,8 0,2 5 9 T_Abanico 138 13,8 0,2 5 10 T_AT1_ATINAJ 69 13,8 0,2 5 11 T_AT2_ATINAJ 69 13,8 0,2 5 12 T_BARCAZA_TRI 138 13,8 0,2 5

148


Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep. kV kV 1/año h

13 T_CALDERON 138 23 0,2 5 14 T_CALDERON(1) 138 23 0,2 5 15 T_CONOCOTO 138 23 0,2 5 16 T_Cotocollao 138 23 0,2 5 17 T_CPBA 69 13,8 0,2 5 18 T_CPBA(1) 69 13,8 0,2 5 19 T_EUGENIO ESPEJO 138 23 0,2 5 20 T_EUGENIO ESPEJO(1) 138 23 0,2 5 21 T_GUAGOP+CHI_ROS 46 13,8 0,2 5 22 T_GUALHDZ_ROS 46 13,8 0,2 5 23 T_HOLCIN 69 13,8 0,2 5 24 T_San Rafael 138 23 0,2 5 25 T_San Rafael_2 138 23 0,2 5 26 T_TG1_GASAN 69 13,8 0,2 5 27 T_TG2_GASAN 69 13,8 0,2 5 28 T_TG3_GASAN 69 13,8 0,2 5 29 T_TG4_GZEV 69 13,8 0,2 5 30 T_TG5_GASAN 69 13,8 0,2 5 31 T_TG6_GASAN 69 13,8 0,2 5 32 T_TV2_GZEV 69 13,8 0,2 5 33 T_TV3_GZEV 230 13,8 0,2 5 34 T_U10_PAUTE 230 13,8 0,2 5 35 T_U1_DPER 138 13,8 0,2 5 36 T_U1_EQUIL 69 13,8 0,2 5 37 T_U1_MPP 138 13,8 0,2 5 38 T_U1_PAS 69 13,8 0,2 5 39 T_U1_PAUTE 138 13,8 0,2 5 40 T_U1_SFCO 230 13,8 0,2 5 41 T_U1_TMO 138 13,8 0,2 5 42 T_U1_TRI 138 13,8 0,2 5 43 T_U1_VASAN 69 13,8 0,2 5 44 T_U2_DPER 138 13,8 0,2 5 45 T_U2_EQUIL 69 13,8 0,2 5

149

Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep.

kV kV 1/año h

46 T_U2_MPP 138 13,8 0,2 5

47 T_U2_PAUTE 138 13,8 0,2 5

48 T_U2_SFCO 230 13,8 0,2 5

49 T_U3_DPER 138 13,8 0,2 5

50 T_U3_EQUIL 138 13,8 0,2 5

51 T_U3_PAUTE 138 13,8 0,2 5

52 T_U4_EQUIL 138 13,8 0,2 5

53 T_U4_PAUTE 138 13,8 0,2 5

54 T_U5_PAUTE 138 13,8 0,2 5

55 T_U6_PAUTE 230 13,8 0,2 5

56 T_U7_PAUTE 230 13,8 0,2 5

57 T_U8_PAUTE 230 13,8 0,2 5

58 T_U9_PAUTE 230 13,8 0,2 5

59 T_KEPP_G3 230 13,8 0,2 5

60 T_KEPP_G4 230 13,8 0,2 5

61 T_KEPP_G5 230 13,8 0,2 5

62 T_KEPP_G1 230 13,8 0,2 5

63 T_KEPP_G2 230 13,8 0,2 0

150

Tabla 8: Datos de Barras a 230 kV



Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.

1/año h 1/año h

1 DOS CERRITOS B_DCR_230 0,015 6 0 0

2 LAS ESCLUSAS B_ESC_230 0,015 6 0 0

3 JAMONDINO B_JMN_230 0,015 6 0 0

4 MILAGRO B_MLG_230 0,166666667 0,366666667 0 0

5 MOLINO B_MLN_230 0,166666667 3,216388889 0 0

6 PASCUALES B_PSC_230 0,015 6 0,166666667 0,5

7 SANTO DOMINGO B_SDM_230 0,015 6 0,5 0,319444444

8 SANTA ROSA B_SRS_230 0,166666667 0,133333333 0 0

9 TRINITARIA B_TRN_230 0,015 6 0 0

10 POMASQUI B_PMQ_230 0,333333333 0,291666667 0 0

11 QUEVEDO B_QVD_230 0,015 6 0,333333333 8

12 SAN CAYETANO B_SCY_230 0,015 6 0 0

13 SAN FRANCISCO B_SFR_230 0,015 6 0 0

14 TOTORAS B_TTR_230 0,015 6 0,333333333 10,5

15 RIOBAMBA B_RBB_230 0,015 6 0 0

16 ZHORAY B_ZHR_230 0,015 6 0 0

17 PERIMETRAL B_PROS_230 0,015 6 0 0

18 SININCAY B_SNC_230 0,015 6 0 0

19 MACHALA B_MCH_230 0,015 6 0 0

20 ZORRITOS B_ZRR_230 0,015 6 0 0

151


Referencia base de datos Datos ingresados en NEPLAN


1/año h 1/año h 1 CHONE B_CHN_138 0,015 6 0 0 2 COCA B_CCA_138 0,015 6 0 0 3 CEDEGE B_CDG_138 0,015 6 0 0 4 IBARRA B_IBR_138_1 0,015 6 0 0 5 IBARRA B_IBR_138_2 0,015 6 0 0 6 DATO INTERNAC B_PQT_138 0,015 6 0 0 7 POSORJA B_PSR_138 0,015 6 0 0 8 PUYO B_PYO_138 0,015 6 0 0 9 SANTO DOMINGO B_SDM_138 0,166666667 0,516666667 0 0 10 SANTA ELENA B_SEL_138 0,015 6 0 0 11 VICENTINA B_VCN_138 0,015 6 0 0 12 TULCAN B_TLC_138 0,015 6 0 0 13 POMASQUI B_PMQ_138 0,166666667 0,283333333 0 0 14 S/E 19 B_SE19_138 0,015 6 0 0 15 SELVA ALEGRE B_SAL_138 0,015 6 0,166666667 55,99972222 16 ESMERALDAS B_ESM_138 0,015 6 0 0 17 SEVERINO B_SVR_138 0,015 6 0 0 18 PERIPA B_DPR_138 0,015 6 0 0 19 QUEVEDO B_QVD_138 0,015 6 0 0 20 SANTA ROSA B_SRS_138 0,166666667 1,2 0,333333333 4,5 21 E. ESPEJO B_EES_138 0,015 6 0 0 22 EL CARMEN B_ECM_138 0,015 6 0 0 23 PAPALLACTA B_PPL_138 0,015 6 0 0 24 CONOCOTO B_CNCT_138 0,015 6 0 0 25 SAN RAFAEL B_SRF_138 0,015 6 0 0 26 SHUSHUFINDI B_SHU_138 0,015 6 0 0 27 JIVINO B_JIVI_138 0,015 6 0 0 28 GUANGOPOLO B_GNG_138 0,015 6 0 0 29 PUCARA B_PCR_138 0,015 6 0 0 30 MULALO B_MLL_138 0,015 6 0 0

152

Referencia base de datos



1/año h 1/año h

31 AMBATO B_AMB_138 0,015 6 0 0

32 TENA B_TNA_138 0,015 6 0 0

33 TOTORAS B_TTR_138 0,015 6 0,166666667 3

34 PORTOVIEJO B_PRT_138 0,015 6 0,166666667 2

35 SAN CAYETANO B_SCY_138 0,015 6 0 0

36 MANTA B_MNT_138 0,015 6 0 0

37 BAÑOS B_BÑS_138 0,015 6 0 0

38 AGOYAN B_AGY_138 0,015 6 0 0

39 BABAHOYO B_BBH_138 0,015 6 0 0

40 MOLINO B_MLN_138 0,015 6 0 0

41 MILAGRO B_MLG_138 1,166666667 0,795238095 0,166666667 8

42 PASCUALES B_PSC_138 0,166666667 0,75 0,5 13,33333333

43 ELECTROQUIL B_EQL_138 0,015 6 0 0

44 POLICENTRO B_PLC_138 0,015 6 0 0

45 SAN IDELFONSO B_SID_138 0,015 6 0 0

46 MACHALA POWER B_MPW_138 0,015 6 0 0

47 CUENCA B_CNC_138 0,015 6 0 0

48 GUALACEO B_GLC_138 0,015 6 0 0

49 LIMON B_LMN_138 0,015 6 0 0

50 LOJA B_LJA_138 0,015 6 0 0

51 MACAS B_MCS_138 0,015 6 0 0

52 MACHALA B_MCH_138 0,015 6 0,333333333 5


54 SALITRAL B_SLT_138 0,015 6 0,333333333 8


56 CARAGUAY B_CRG_138 0,015 6 0 0

57 S/E 18 B_SE18_138 0,015 6 0 0

153





1/año h 1/año h

1 AMBATO B_AMB_69 0,015 6 0 0

2 BABAHOYO B_BBH_69 0,015 6 0 0

3 COCA B_CCA_69 0,015 6 0 0

4 CHONE B_CHN_69 0,015 6 0 0

5 CUENCA B_CNC_69 0,015 6 0 0

6 CARAGUAY B_CRG_69 0,015 6 0 0

7 DOS CERRITOS B_DCR_69 0,015 6 0 0

8 ELECTROQUIL B_EQL_69 0,015 6 0 0

9 ELECTROQUIL B B_EQL_69B 0,015 6 0 0

10 ESMERALDAS B_ESM_69 0,015 6 0,166666667 4

11 GUARANDA B_GRN_69 0,015 6 0 0

12 JIVINO B_JVN_69 0,015 6 0 0

13 LOJA B_LJA_69 0,015 6 0,166666667 3

14 MACHALA B_MCH_69_1 0,015 6 0,166666667 8

15 MILAGRO B_MLG_69 0,015 6 0,166666667 8

16 MULALO B_MLL_69 0,015 6 0 0

17 MANTA B_MNT_69 0,015 6 0 0

18 MOVIL B_MVL_69 0,015 6 0 0

19 POLICENTRO B_PLC_69 0,015 6 0 0

20 PERIMETRAL B_PROS_69 0,015 6 0 0

21 PORTOVIEJO B_PRT_69 0,015 6 0 0

22 PASCUALES B_PSC_69 0,833333333 0,396733333 0 0

23 POSORJA B_PSR_69 0,5 0,483333333 0,166666667 10

24 PUYO B_PYO_69 0,015 6 0 0

25 QUEVEDO B_QVD_69 0,015 6 0,166666667 3

26 RIOBAMBA B_RBB_69 0,333333333 1,15 0,166666667 2

27 SANTO DOMINGO B_SDM_69 0,015 6 0 0

154




1/año h 1/año h

28 SANTA ELENA B_SEL_69 0,166666667 0,1 0 0

29 SALITRAL B_SLT_69_1 0,015 6 0 0

30 SALITRAL B_SLT_69_2 0,015 6 0 0

31 SAN CAYETANO B_SNC_69 0,015 6 0 0

32 TULCAN B_TLC_69 0,015 6 0 0

33 TENA B_TNA_69 0,015 6 0 0


35 TOTORAS B_TTR_69 0,015 6 0,166666667 26

36 BAÑOS B_BÑS_69 0,015 6 0 0

37 SININCAY B_SCAY_69 0,015 6 0 0


39 IBARRA B_IBR_69 0,015 6 0 0

155

ANEXO 2:

Tabla 1: Resultados Índices de Carga – Año 2007

Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año)

1 *** Total *** 37.085 1.622 3608.943 1758.725 3056.14 782564.107 2 C_AMBATO 0.532 1.525 48.658 4.829 7.617 0.005 1940.814 3 C_AMBATO_COTX 0.532 1.525 48.658 2.204 3.477 0.005 885.835 4 C_C.SUR_AZO 0.402 4.194 101.219 2.217 11.365 0.007 1516.865 5 C_C.SUR_CUE 0.402 4.194 101.219 14.681 75.265 0.007 10045.8 6 C_CATEG_CAR 0.517 2.798 86.752 16.511 44.398 0.008 8406.487 7 C_CATEG_NPR 0.499 4.742 142.027 24.138 126.75 0.014 16104.363 8 C_CATEG_PAS 2.976 1.21 216.097 103.079 105.572 0.024 43861.286 9 C_CATEG_POL 2.349 1.328 187.141 203.433 223.363 0.02 84945.165

10 C_CATEG_SAL 0.404 4.718 114.419 37.765 194.37 0.008 20305.171 11 C_CATEG_TRI 0.809 2.578 125.16 51.147 110.598 0.011 26341.111 12 C_CEDEGE_PAS 0.519 3.162 98.552 0.002 0.007 0.008 1.155 13 C_COCA 2.272 0.862 117.452 14.64 12.056 0.015 6072.557 14 C_CONOCOTO 0.989 2.766 164.183 7.118 19.096 0.02 3392.642 15 C_COTOCOLLAO 1.204 2.581 186.466 10.15 24.071 0.021 4595.274 16 C_EE. Riobamba 0.762 3.082 141.016 22.766 70.391 0.016 12919.187 17 C_EEQ. CALDERON 1.427 2.054 175.791 39.125 65.709 0.018 15771.391 18 C_EEQ. EUG ESPEJO 1.001 1.972 118.441 17.99 31.133 0.012 7065.981 19 C_EEQ. S/E 18 1.557 1.818 169.836 50.598 79.866 0.019 20760.658 20 C_EEQ. S/E 19 1.224 2.645 194.266 40.172 98.387 0.022 18373.745 21 C_EEQ. SANTA ROSA 0.602 2.519 91.05 30.905 84.221 0.008 14517.771 22 C_EEQ. SELVA ALEGRE 1.449 2.092 181.866 121.204 207.13 0.019 49062.649 23 C_EEQ. VIICENTINA 0.802 2.453 118.012 63.005 121.398 0.01 24350.712 24 C_EERSSSA_LOJ 0.565 2.098 71.108 8.88 21.81 0.005 4339.627 25 C_EMELESA_ESM 0.192 3.395 39.041 4.195 25.06 0.004 2639.566 26 C_EMELGUR_DCE 0.434 4.553 118.616 16.218 86.42 0.013 11032.332 27 C_EMELGUR_MIL 0.901 2.829 152.913 6.906 12.014 0.011 2747.213 28 C_EMELGUR_PAS 2.976 1.21 216.097 119.103 121.983 0.024 50679.284 29 C_EMELGUR_QVD 1.895 1.597 181.649 77.638 122.181 0.023 39532.928 30 C_EMELNORTE Tulcan 2.092 1.459 183.141 15.12 21.317 0.016 5644.434 31 C_EMELORO_MAC_1 1.413 0.979 83.008 25.192 23.42 0.01 10711.414 32 C_EMELORO_MAC_2 0.458 1.279 35.153 26.599 27.514 0.004 10284.56 33 C_EMELRIOS_BAB 6.035 0.563 203.848 107.343 62.291 0.013 40022.322 34 C_EMELSAD_DOM 0.562 2.331 78.683 20.2 42.002 0.007 9880.959 35 C_EMEPE_POS 4.824 2.089 604.526 65.79 132.427 0.079 35583.476 36 C_EMEPE_SEL 0.511 3.414 104.627 14.379 32.49 0.006 5530.723 37 C_GUALACEO 0.152 2.378 21.641 0.23 1.203 0.002 144.436

156


38 C_GUANGOPOLO 0 0 0 0 0 0 0

39 C_GUARANDA 0.787 3.2 151.216 6.928 22.423 0.017 3967.239

40 C_HOLCIN 0.217 3.466 45.052 1.173 5.302 0.002 626.7

41 C_IBARRA 34.5 1.118 2.314 155.175 8.067 16.537 0.013 3232.197

42 C_IBARRA 69 1.527 1.828 167.482 19.67 28.449 0.015 7817.741

43 C_IBARRA NUEVA 1.257 2.926 220.641 19.807 57 0.024 9494.704

44 C_Jivino 6.797 0.949 386.851 105.487 98.904 0.053 46235.478

45 C_MACAS 0.152 2.378 21.641 0.201 1.051 0.002 126.295

46 C_MANABI_CHO 1.43 1.044 89.522 44.516 43.887 0.011 17264.6

47 C_MANABI_MAN 0.285 4.212 72.129 5.581 34.673 0.006 3717.753

48 C_MANABI_POR 0.228 3.448 47.154 5.568 34.298 0.005 3663.992

49 C_MILAGRO_MIL 0.901 2.829 152.913 56.934 99.046 0.011 22649.543

50 C_MULALO 1.158 2.041 141.866 36.817 65.95 0.015 15445.319

51 C_PUYO 0.143 2.507 21.558 0.223 1.053 0.002 124.719

52 C_San_Rafael 0.817 2.312 113.266 12.925 28.928 0.012 5397.042

53 C_TENA 1.906 1.628 186.094 7.156 11.635 0.025 3464.984

54 C_TOTORAS 1.203 1.372 99.091 42.2 58.635 0.011 19325.906

157

Tabla 2: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2007

Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3169569 Número total de clientes atendidos. 2 SAIFI 1/año 1.062 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema 3 SAIDI min/año 126.978 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema 4 CAIDI h 1.992 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente 5 ASAI % 99.976 Índice de disponibilidad de servicio promedio 6 F 1/año 37.085 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema 7 T h 1.622 Duración media de interrupción de la carga total del sistema 8 Q min/año 3608.943 No disponibilidad de la carga total del sistema 9 P MW/año 1758.725 Potencia de carga interrumpida total 10 W MWh/año 3056.142 Energía de carga total no suministrada 11 C US$/año 782564.107 Costos totales de interrupción de carga

FRECUENCIA DE FALLA

6.797

6.035

4.824

2.976 2.976

2.349 2.272 2.092 1.906 1.8951.557 1.527 1.449 1.43 1.427 1.413 1.257 1.224 1.204 1.203 1.158 1.118 1.001 0.989 0.901 0.901 0.817 0.809 0.802 0.787 0.762 0.602 0.565 0.562 0.532 0.532 0.519 0.517 0.511 0.499 0.458 0.434 0.404 0.402 0.402 0.285 0.228 0.217 0.192 0.152 0.152 0.143 0

0

0.8

1.6

2.4

3.2

4

4.8

5.6

6.4

7.2

C_Jivino

C_EMELRIOS_BAB

C_EMEPE_POS

C_EMELGUR_PAS

C_CATEG _PAS

C_CATEG_POLC_COCA

C_EMELNORTE Tulcan

C_TENA

C_EMELGUR_QVD

C_EEQ. S/E 18

C_IBARRA 69

C_EEQ. SELVA A

LEGRE

C_MANABI_CHO

C_EEQ. CALDERON

C_EMELORO_MAC_1

C_IBARRA NUEVA

C_EEQ. S/E 19

C_COTOCOLLAO

C_TOTORASC_MULA LO

C_IBARRA 34.5

C_EEQ. EUG E

SPEJO

C_CONOCOTO

C_MILAGRO_MIL

C_EMELGUR_MIL

C_San_Rafael

C_CATEG_TRI

C_EEQ. VIIC

ENTINA

C_GUARANDA

C_EE . Rioba

mba

C_EEQ. SANTA R

OSA

C_EERSSSA_LOJ

C_EMELSAD_DOM

C_AMBATO

C_AMBA TO_COTX

C_CEDEGE_PAS

C_CATEG_CAR

C_EMEPE_SEL

C_CATEG_NPR

C_EMELORO_M

AC_2

C_EMELGUR_DCE

C_CATEG_SAL

C_C.SUR_CUE

C_C.SUR_AZO

C_MANABI_MAN

C_MANA BI_PORC_HOLC

IN

C_EMELESA_ESM

C_GUALACEO

C_MACASC_PUYO

C_GUANGOPOLO

CARGA

F[1/año]

Figura 1: Frecuencia de Falla – Año 2007

158

TIEMPO DE FALLA

4.742 4.7184.553

4.212 4.194 4.194

3.466 3.448 3.414 3.3953.2 3.162 3.082

2.926 2.829 2.829 2.798 2.766 2.645 2.581 2.578 2.519 2.507 2.453 2.378 2.378 2.331 2.314 2.3122.098 2.092 2.089 2.054 2.041 1.972

1.828 1.8181.628 1.597 1.525 1.525 1.459 1.372 1.328 1.279 1.21 1.21

1.044 0.979 0.949 0.8620.563

00

0.51

1.52

2.53

3.54

4.55

C_CATEG_N

PR

C_CATEG_S

AL

C_EM

ELGUR_DCE

C_MANABI_

MAN

C_C.S

UR_CUE

C_C.S

UR_AZO

C_HOLC

IN

C_MANABI_

POR

C_EM

EPE_SEL

C_EM

ELESA_ESM

C_GUARANDA

C_CEDEGE_PAS

C_EE. R

iobamba

C_IBARRA N

UEVA

C_MILAG

RO_MIL

C_EM

ELGUR_MIL

C_CATEG_C

AR

C_CONOCOTO

C_EEQ. S

/E 19

C_COTO

COLLAO

C_CATEG_T

RI

C_EEQ. S

ANTA ROSA

C_PUYO

C_EEQ. V

IICENTIN

A

C_GUALACEOC_M

ACAS

C_EM

ELSAD_DOM

C_IBARRA 3

4.5

C_San_

Rafael

C_EERSSSA_LO

J

C_EEQ. S

ELVA ALEGRE

C_EM

EPE_POS

C_EEQ. C

ALDERON

C_MULALO

C_EEQ. E

UG ESPEJO

C_IBARRA 69

C_EEQ. S

/E 18

C_TENA

C_EM

ELGUR_QVD

C_AMBATO

C_AMBATO_COTX

C_EM

ELNORTE Tulca

n

C_TOTORAS

C_CATEG_P

OL

C_EM

ELORO_MAC_2

C_EM

ELGUR_PAS

C_CATEG

_PAS

C_MANABI_

CHO

C_EM

ELORO_MAC_1

C_Jivi

noC_C

OCA

C_EM

ELRIOS_B

AB

C_GUANGOPOLO

CARGA

T[h]

Figura 2: Tiempo de Falla – Año 2007

NIVEL DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA

223.363

207.13194.37

132.427126.75122.181121.983121.398110.598105.572

99.04698.90498.38786.42 84.22179.86675.26570.39165.95 65.70962.29158.635 57

44.39843.88742.00234.67334.29832.49 31.13328.92828.44927.514 25.06 24.07123.42 22.423 21.81 21.317 19.09616.53712.056 12.014 11.635 11.365 7.617 5.302 3.477 1.203 1.053 1.051 0.007 0

0

40

80

120

160

200

240

C_CATEG_P

OL

C_EEQ. S

ELVA ALEGRE

C_CATEG_S

AL

C_EM

EPE_POS

C_CATEG_N

PR

C_EM

ELGUR_QVD

C_EM

ELGUR_PAS

C_EEQ. V

IICENTIN

A

C_CATEG_T

RI

C_CATEG_P

AS

C_MIL

AGRO_M

ILC_J

ivino

C_EEQ. S

/E 19

C_EM

ELGUR_DCE

C_EEQ. S

ANTA ROSA

C_EEQ. S

/E 18

C_C.S

UR_CUE

C_EE. R

ioba

mba

C_MULALO

C_EEQ. C

ALDERON

C_EM

ELRIOS_B

AB

C_TOTORAS

C_IBARRA N

UEVA

C_CATEG_C

AR

C_MANABI_C

HO

C_EM

ELSAD_DOM

C_MANABI_

MAN

C_MANABI_

POR

C_EM

EPE_SEL

C_EEQ. E

UG ESPEJO

C_San_

Rafae

l

C_IBARRA 69

C_EM

ELORO_MAC_2

C_EM

ELESA_ESM

C_COTO

COLLAO

C_EM

ELORO_MAC_1

C_GUARAND

A

C_EERSSSA_L

OJ

C_EM

ELNORTE Tulca

n

C_CONOCOTO

C_IBARRA 34

.5C_C

OCA

C_EM

ELGUR_MIL

C_TENA

C_C.S

UR_AZO

C_AMBATO

C_HOLC

IN

C_AMBATO_COT X

C_GUALACEO

C_PUYO

C_MACAS

C_CEDEGE_PAS

C_GUANGOPOLO

CARGA

W[Mwh/año]

Figura 3: Energía no suministrada – Año 2007

159

COSTOS DE INTERRUPCIÓN

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

C_CATE

G_P

OL

C_EM

ELGUR_P

AS

C_EEQ. S

ELVA

ALE

GRE

C_Jivi

no

C_CATE

G_P

AS

C_EM

ELRIO

S_BAB

C_EM

ELGUR_Q

VD

C_EM

EPE_P

OS

C_CATE

G_T

RI

C_EEQ. V

IICEN

TINA

C_MIL

AGRO_M

IL

C_EEQ. S

/E 1

8

C_CATE

G_S

AL

C_TOTO

RAS

C_EEQ. S

/E 1

9

C_MANABI_

CHO

C_CATE

G_N

PR

C_EEQ. C

ALDER

ON

C_MULA

LO

C_EEQ. S

ANTA R

OSA

C_EE. R

ioba

mba

C_EM

ELGUR_D

CE

C_EM

ELORO

_MAC

_1

C_EM

ELORO

_MAC_2

C_C.S

UR_CUE

C_EM

ELSA

D_DOM

C_IBARRA N

UEVA

C_CATE

G_C

AR

C_IBARRA 6

9

C_EEQ. E

UG ESP

EJOC_C

OCA

C_EM

ELNOR

TE Tu

lcan

C_EM

EPE_S

EL

C_San_

Rafae

l

C_CO

TOCOLL

AO

C_EERSS

SA_LO

J

C_GUARA

NDA

C_MANAB

I_M

AN

C_MANABI_

PORC_T

ENA

C_CO

NOCOTO

C_IBARRA 3

4.5

C_EM

ELGUR_M

IL

C_EM

ELES

A_ESM

C_AM

BATO

C_C.S

UR_AZO

C_AM

BATO_C

OTX

C_HO

LCIN

C_GUALA

CEOC_M

ACASC_P

UYO

C_CED

EGE_PA

S

C_GUANG

OPOLO

CARGA

C[US$/año]

Figura 4: Costos – Año 2007

Tabla 3: Resultados Índices de Carga – Año 2012

Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año) 1 *** Total *** 27.398 1.484 2439.452 1542.141 1986.2 655863.191 2 C_AEROPUERTO 0.165 4.322 42.709 1.291 6.59 0.004 901.611 3 C_AMBATO 0.408 0.978 23.942 5.011 4.992 0.002 1912.351 4 C_AMBATO_COTX 0.408 0.978 23.942 3.317 3.304 0.002 1265.867 5 C_BAÑOS 0.456 3.058 83.603 2.952 12.275 0.011 1863.121 6 C_C.SUR_AZO 0.19 1.565 17.815 1.89 3.785 0.002 946.712 7 C_C.SUR_CUE 0.19 1.565 17.815 12.993 26.025 0.002 6508.936 8 C_CATEG_CAR 0.357 4.716 101.074 27.018 66.705 0.007 9519.019 9 C_CATEG_ESC 0.097 4.368 25.463 2.681 13.277 0.003 1875.09

10 C_CATEG_NPR 0.12 3.935 28.306 7.709 37.837 0.002 5368.762 11 C_CATEG_PAS 2.813 0.935 157.808 125.046 110.553 0.021 53154.114 12 C_CATEG_POL 1.487 1.372 122.451 156.394 196.141 0.016 72470.886 13 C_CATEG_SAL 0.667 1.566 62.631 145.412 133.437 0.006 44605.012 14 C_CATEG_TRI 0.728 1.727 75.468 51.617 83.22 0.009 25539.28 15 C_CEDEGE_PAS 0.434 1.72 44.735 3.003 4.443 0.005 1350.854 16 C_CHILIBULO 0.317 1.555 29.596 4.233 4.612 0.003 1697.812 17 C_COCA 2.329 0.327 45.756 21.509 6.291 0.005 7279.296 18 C_CONOCOTO 0.259 4.796 74.665 4.632 23.225 0.01 3242.475 19 C_CUMBARATZA 0.216 5.084 65.904 0.417 2.158 0.003 291.999

160


20 C_EE. Riobamba 0.605 2.771 100.663 21.257 52.979 0.011 11739.352 21 C_EEQ. CALDERON 0.391 2.189 51.396 13.156 16.354 0.004 4762.787 22 C_EEQ. EUG ESPEJO 0.307 1.378 25.396 8.951 7.835 0.002 3493.046 23 C_EEQ. S/E 18 0.322 1.593 30.796 10.775 12.281 0.003 4377.209 24 C_EEQ. S/E 19 0.52 2.89 90.124 24.897 67.31 0.011 13066.476 25 C_EEQ. SANTA ROSA 0.289 2.257 39.109 15.137 29.699 0.002 6870.423 26 C_EEQ. SELVA ALEGRE 0.322 1.593 30.796 27.014 30.788 0.003 10974.032 27 C_EEQ. VIICENTINA 0.076 3.758 17.069 2.719 13.038 0.001 1899.623 28 C_EERSSSA_LOJ 0.308 1.368 25.265 2.211 5.577 0.001 1150.114 29 C_EMELESA_ESM 0.122 3.984 29.209 4.241 19.95 0.003 2946.64 30 C_EMELGUR_DCE 0.282 4.836 81.863 20.158 101.775 0.011 14107.618 31 C_EMELGUR_MIL 0.751 0.749 33.779 9.238 5.082 0.003 3296.98 32 C_EMELGUR_PAS 2.813 0.935 157.808 159.606 141.108 0.021 67844.733 33 C_EMELGUR_QVD 1.757 1.505 158.668 96.513 141.574 0.019 49025.051 34 C_EMELNORTE Tulcan 1.274 0.559 42.765 9.926 5.063 0.003 3442.459 35 C_EMELORO_MAC_1 0.057 4.117 14.065 0.915 4.792 0.001 640.254 36 C_EMELORO_MAC_2 0.099 4.547 27.015 4.583 11.869 0.002 1587.731 37 C_EMELRIOS_BAB 3.759 0.38 85.598 79.146 31.775 0.005 27639.153 38 C_EMELSAD_DOM 0.282 1.822 30.773 14.565 20.66 0.003 6590.483 39 C_EMEPE_POS 4.861 1.914 558.253 86.943 166.933 0.076 46650.936 40 C_EMEPE_SEL 0.532 1.564 49.954 21.225 31.832 0.005 8908.667 41 C_GUALACEO 0.02 5.45 6.404 0.139 0.793 0.001 97.258 42 C_GUARANDA 0.625 2.858 107.263 6.107 15.906 0.012 3406.209 43 C_HOLCIN 0.285 1.783 30.512 3.707 7.51 0.003 1647.743 44 C_IBARRA 69 0.785 1.098 51.753 11.876 7.412 0.003 3371.303 45 C_IBARRA NUEVA 0.316 1.364 25.899 4.433 6.016 0.001 1868.586 46 C_KENNEDY 0.322 1.591 30.716 7.389 8.414 0.003 3000.655 47 C_Lago_Agrio 0.16 4.332 41.509 4.976 21.557 0.008 3450.863 48 C_MACAS 0.022 5.286 7.004 0.126 0.693 0.001 88.222 49 C_MANABI_CHO 0.623 1.114 41.626 20.96 20.112 0.005 8174.654 50 C_MANABI_MAN 1.243 0.958 71.448 87.301 59.096 0.007 28146.994 51 C_MANABI_POR 0.09 4.461 24.165 2.616 13.454 0.002 1827.885 52 C_MANABI_S_CAY 1.223 0.883 64.848 53.998 32.859 0.006 17150.112

161


53 C_MILAGRO_MIL 0.751 0.749 33.779 67.067 36.892 0.003 23934.75

54 C_MULALO 0.441 1.05 27.763 4.962 7.878 0.002 2162.496

55 C_Novacero 0.418 0.836 20.988 0.578 0.793 0.001 241.64

56 C_PETROPRODUCCION 0.16 4.332 41.509 4.334 18.827 0.006 3010.658

57 C_PUYO 0.226 1.079 14.603 0.544 0.857 0.001 228.4

58 C_SAN ANTONIO 0 0 0 0 0 0 0

59 C_San_Rafael 0.079 4.461 21.265 0.823 4.35 0.002 576.206

60 C_TENA 1.973 0.949 112.298 8.814 8.446 0.015 3473.89

61 C_TOTORAS 1.086 1.103 71.87 38.495 44.114 0.009 17387.738

62 C_TUMBACO 0.17 4.313 43.909 2.592 13.078 0.004 1809.968

Tabla 4: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2012

Índice Unidad Valor Descripción

1 N - 3928996 Número total de clientes atendidos.

2 SAIFI 1/año 0.64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema

3 SAIDI min/año 56.311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema

4 CAIDI h 1.465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente

5 ASAI % 99.989 Índice de disponibilidad de servicio promedio

6 F 1/año 27.398 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema

7 T h 1.484 Duración media de interrupción de la carga total del sistema

8 Q min/año 2439.452 No disponibilidad de la carga total del sistema

9 P MW/año 1542.141 Potencia de carga interrumpida total

10 W MWh/año 1986.198 Energía de carga total no suministrada

11 C US$/año 655863.191 Costos totales de interrupción de carga

162

FRECUENCIA DE FALLA

4.861

3.759

2.813 2.813

2.329

1.9731.757

1.4871.274 1.243 1.223

1.086

0.785 0.751 0.7510.7280.6670.6250.6230.6050.532 0.52 0.4560.4410.434 0.4180.4080.4080.3910.3570.3220.3220.322 0.3170.3160.3080.3070.2890.2850.2820.282 0.2590.2260.216 0.19 0.19 0.17 0.165 0.16 0.16 0.122 0.12 0.0990.097 0.09 0.079 0.0760.0570.022 0.02 0

00.40.81.21.6

22.42.83.23.6

44.44.85.2

C_EM

EPE_POS

C_CATEG_P

AS

C_COCA

C_EM

ELGU

R_QVD

C_EM

ELNO

RTE Tul

can

C_MAN

ABI_S_C

AYC_I

BARRA 69

C_MIL

AGRO_M

ILC_C

ATEG_S

AL

C_MANAB

I_CHO

C_EM

EPE_SEL

C_BAÑO

S

C_CEDEGE_P

ASC_A

MBATO

C_EEQ

. CALD

ERON

C_EEQ

. S/E

18

C_KEN

NEDY

C_IBA

RRA NUE

VA

C_EEQ

. EUG E

SPEJOC_H

OLCIN

C_EM

ELSAD

_DO

M

C_PUYO

C_C.S

UR_AZO

C_TUM

BACOC_L

ago_

Agr i

o

C_EM

ELESA_ESM

C_EM

ELORO_M

AC_2

C_MANAB

I_POR

C_EEQ

. VIIC

ENTINA

C_MACAS

C_SAN A

NTONIO

CARGA

F[1/año]

Figura 5: Frecuencia de Falla – Año 2012

TIEMPO DE FALLA

5.2865.084

4.8364.7964.7164.5474.4614.4614.3684.3324.3324.3224.313

4.1173.9843.935

3.758

3.0582.89 2.8582.771

2.2572.1891.914 1.822 1.783 1.727 1.72 1.593 1.593 1.5911.566 1.565 1.565 1.564 1.555 1.505 1.484 1.378 1.372 1.368 1.364

1.114 1.103 1.098 1.079 1.05 0.9780.9780.9580.9490.9350.9350.8830.8360.7490.7490.559

0.38 0.3270

00.40.81.21.6

22.42.83.23.6

44.44.85.25.6

C_MACAS

C_EM

ELGUR_D

CEC_C

ATEG

_CAR

C_MANABI_

PORC_C

ATEG_E

SC

C_PETR

OPRO

DUCCION

C_TUM

BACO

C_EM

ELESA

_ESM

C_EEQ. V

IICENTIN

AC_E

EQ. S/E

19

C_EE. R

ioba

mba

C_EEQ. C

ALDERO

N

C_EM

ELSAD_D

OMC_C

ATEG

_TRI

C_EEQ. S

/E 1

8C_K

ENNEDY

C_C.S

UR_AZO

C_EM

EPE_S

EL

C_EM

ELGUR_Q

VD

C_EEQ. E

UG ESPE

JO

C_EERSSS

A_LO

J

C_MANAB

I_CHO

C_IBARRA 6

9C_M

ULALO

C_AM

BATO_COTX

C_TENA

C_EM

ELGU

R_PAS

C_Nov

acer

o

C_MIL

AGRO

_MIL

C_EM

ELRIOS_B

ABC_S

AN ANTO

NIO

CARGA

T[h]

Figura 6:Tiempo de Falla – Año 2012

163

NIVELES DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA

0

400

800

1200

1600

2000

2400

C_CATE

G_P

OL

C_EM

ELGUR_Q

VD

C_CATE

G_SAL

C_EM

ELGUR_DCE

C_EEQ

. S/E

19

C_MANAB

I_M

ANC_T

OTORAS

C_MIL

AGRO_M

IL

C_EM

EPE_SEL

C_EEQ

. SELV

A AL

EGRE

C_C.S

UR_CUE

C_Lag

o_Agrio

C_MANABI_

CHO

C_PETRO

PRODUCCIO

N

C_GUARANDA

C_CATE

G_ESC

C_EEQ

. VIIC

ENTINA

C_BAÑO

SC_T

ENAC_M

ULALO

C_HOLC

IN

C_AEROPUERTO

C_IBARRA N

UEVA

C_EM

ELGUR_M

ILC_A

MBAT

OC_C

HILIBU

LO

C_San

_Raf

ael

C_AM

BATO_CO

TXC_P

UYOC_N

ovac

ero

C_SAN A

NTONIO

CARGA

W[MWh/año]


COSTO DE INTERRUPCIÓN

01000020000300004000050000600007000080000

C_CATEG

_PO

L

C_CATEG

_PAS

C_EM

EPE_PO

S

C_MANABI_

MANC_C

ATEG_T

RIC_T

OTORAS

C_EM

ELGUR_DCE

C_EE. R

iobam

baC_C

ATEG_CAR

C_MANABI_

CHO

C_EEQ. S

ANTA R

OSA

C_C.S

UR_CUE

C_EEQ. C

ALDERO

N

C_EEQ. E

UG ESPEJO

C_Lag

o_Agr

ioC_G

UARANDA

C_EM

ELGUR_MIL

C_PETR

OPRO

DUCCION

C_EM

ELESA_E

SMC_A

MBATO

C_CATEG

_ESC

C_BAÑOS

C_TUM

BACOC_H

OLC

IN

C_CEDEGE_PAS

C_EERSSSA_L

OJ

C_AERO

PUERTOC_S

an_Raf

ael

C_Nova

cero

C_GUALA

CEO

C_SAN A

NTONIO

CARGA

C[US$/año]


164

ANEXO 3:

DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA B_TLC_138

138 kV

B_IBR_138_2138 kV

L_IBA_TUL_1

T_ATQ_TUL_1U

B_TLC_6969 kV

G_EQEMELNORTE_TUL

C_EMELNORTE Tulcan

X_C_TUL_13.8

B_IBR_138_1138 kV

IBA1IBA

T_ATR_IBA_1U

B_IBR_6969 kV

X_C1_IBA

T_T2_IBA

B_IBR_34.534.5 kV

X_C2_IBA

G_Salinas

C_IBARRA 69

G_EQEMELNORTE_IBAC_IBARRA 34.5

G_Selva_Alegre

T_ATQ2_IBA

B_MVL_6969 kV

C_IBARRA NUEVA

B_PMQ_138138 kV

T_ATU_POM_1U

B_PMQ_230230 kV

L_POM_IBA_1

L_POM_IBA_2

B_JMN_230230 kV

L_Ja

mo

ndin

o -

Pom

asqu

i 1 2

20

L_Ja

mo

ndin

o -

Pom

asqu

i 2 2

20

X_RL_POM

Colombia

C_Colombia

B_SE19_138138 kV

B_SAL_138138 kV

B_PQT_138138 kV

L_POM_SE19L_SALEG_S/E19

L_SALEG_PQUITO

B_SAL_4646 kV

B_CTC_2323 kV

B_SE19_4646 kV

T_TRQ_ALE_1U

T_SEAL(1)

T_Cotocollao T_SE19

C_EEQ. SELVA ALEGRE C_COTOCOLLAO C_EEQ. S/E 19

L_POM_PQUITO

B_PQT_2323 kV

T_CALDERON(1)

C_EEQ. CALDERON

B_SE18_138 138 kV

B_SE18_23 kV23 kV

L_POMq_S/E18

T_S/E18_2

C_EEQ. S/E 18

B_VCN_138138 kV

B_MLL_138138 kV

B_SRF_138138 kV

B_PCR_138138 kV

B_CNCT_2323 kV

L_VIC_POM_1

L_VIC_POM_2

B_VCN_4646 kV

G_CUMBAYA_VIC G_NAYON_VIC G_ECOLUZ_VIC

C_EEQ. VIICENTINA

L_MUL_VIC_1

L_SRAF_VIC

L_PUC_MUL

B_GNG_138138 kV

L_GPL_VIC

B_GNG_6.66.6 kV

B_CNCT_138138 kV

L_CON_SRAF

T_CONOCOTO

C_CONOCOTO

B_SRF_2323 kV

T_San Rafael_2

C_San_Rafael

B_MLL_6969 kV

T_ATQ_MUL_1U

G_EQELEPCO_MUL

C_MULALO

B_AMB_138138 kV

B_AMB_6969 kV

B_TTR_138138 kV

L_PUC_AMB

G_U1_PUC G_U2_PUC

T U2 Pucara

T_ATQ_AMB_1U

G_EQAMBATO_AMBC_AMBATO C_AMBATO_COTX

L_TOT_AMB

T_ATQ_TOT_3U

B_TTR_6969 kV

T_ATT_TOT_3U

B_TTR_230230 kV

B_BÑS_138138 kV

X_RCX_TOT

C_TOTORAS

L_TOT_AGO_1

L_TOT_AGO_2

B_AGY_138138 kV

L_AGO_SEC AGO_1

T U2 Agoyan

T U1 Agoyan

G_U2_AGO

G_U1_AGO

B_PYO_138138 kV

B_PYO_6969 kV

B_TNA_138138 kV

B_TNA_6969 kV

L_BÑS_PUY

T_ATQ_PUYO

C_PUYOG_TOPO

X_C_PUYO

L_PUY_TEN

T_ATQ_TEN_1U

C_TENA

B_CCA_138138 kV

B_CCA_6969 kV

L_TEN_COC

T_ATQ_COC_1U

G_COCA

C_COCA

B_JIVI_138138 kV

B_JVN_6969 kV

L_COC_JIV_138

G_JIVINO

L_COC_JIV

B_SHU_138138 kV

L_JIV_SHUB_TORI_13.8_U113.8 kV

C_PETROPRODUCCION

G_U1_Termo Oriente

T_U1_TMO

B_SFR_230230 kV

L_TOT_SFCO_1

L_TOT_SFCO_2

T_U1_SFCO

T_U2_SFCO

G_U1_SFCO

G_U2_SFCO

B_SRS_138138 kV

B_SRS_230230 kV

B_SRS_4646 kV

L_SROS_CON

T_TRP_ROST_TRN_ROS

T_GUALHDZ_ROS T_GUAGOP+CHI_ROS

C_EEQ. SANTA ROSA

G_GHERNANDEZ_ROS G_GUANGOP+CHILL_ROS

B_ECM_138138 kV

L_ROS_CARMEN

H_EMAAPQ

B_PPL_138138 kV

G_PAPALLACTA

L_CAR_PAPX_C_SRS

G_TG1_ROS G_TG2_ROS G_TG3_ROS

L_ROS_TOT_2_1

L_ROS_TOT_2_2

T_ATT_ROS_3U T_ATU_ROS_3U

B_EES_138138 kV

B_EES_2323 kV

L_ROS_ESPJ

T_EUGENIO ESPEJO(1)

C_EEQ. EUG ESPEJO

L_ESPJ_SAL

L_ROS_SALEG

L_ROS_POM_1_1

L_ROS_POM_1_2

L_ROS_POM_2_1

L_ROS_POM_2_2

B_RBB_230230 kV

B_RBB_6969 kV

B_GRN_6969 kV

L_TOT_RIO

X_RCX-W_ROS

C_EE. Riobamba

G_GEQRIO_RIO

L_RIO_GUA

C_GUARANDA

G_GUARANDA

B_MLN_230230 kV

L_TOT_MOL_2

T_U6_PAUTE

G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE G_U8_PAUTE G_U7_PAUTE G_U6_PAUTE

G_GUANGOPOLO_T

C_GUANGOPOLO

L_MOL_RIO_2

B_MLN_138138 kV

T_AT1_MOL_3U T_AT2_MOL_3U


B_CNC_138138 kV

L_MOL_CUE_1_1 L_MOL_CUE_1_2

B_GLC_138138 kV

L_CUE_CUMB

B_LMN_138138 kV

B_MCS_138138 kV

L_CUMB_LIMON

X_R1_MOL

X_R2_MOL

C_GUALACEO

L_LIMON_MACAS

T_AbanicoC_MACAS

G_ABANICO

B_CNC_6969 kV

B_SNC_6969 kV

B_SNC_230230 kV

T_ATQ_CUE_3U

G_EQELECAUSTRO_CUE

C_C.SUR_CUE C_C.SUR_AZO

T_TRU_SIN_1U

L_CUE_CUEb

B_ZHOR_230230 kV

L_SHO_CUE

B_LJA_138138 kV

B_LJA_6969 kV

L_CUE_LOJ_1

L_CUE_LOJ_2

G_EQEERSSA_LOJ

C_EERSSSA_LOJ

X_C_LOJA

L_MOL_ZHO_2_1

L_MOL_ZHO_2_2

B_MLG_230230 kV

L_ZHO_MIL_2_1

L_ZHO_MIL_2_2

B_DCR_230230 kV

L_DCE_MILB_PSC_230

230 kV

L_PAS_DCE

L_MIL_PAS_2_2

L_MOL_PAS_2_1

L_MOL_PAS_2_2

B_MLG_6969 kV

B_MLG_138138 kV

T_ATU_MIL_1U

B_SID_138138 kV

B_MPW_138138 kV

L_MIL_SID_1_1

L_MIL_SID_1_2

L_SID_MPP_1

T_U1_MPP

T_U2_MPP

G_UA_MPP G_UB_MPP

B_MCH_138138 kV

L_SID_MAC_1_1

L_SID_MAC_1_2

B_MCH_69_169 kV

B_MCH_69_269 kV

T_ATR_MAC_3UX_C_MAC

C_EMELORO_MAC_1

G_EQEMELORO_MAC

X_C_MAC2

C_EMELORO_MAC_2T_TRK_MAC_3U

B_MCH_230230 kV

L_MAC_MAC T

B_ZRR_230230 kV

L_MAC_ZOR_2_1L_MAC_ZOR_2_2

L_MIL_MAC

B_BBH_138138 kV

B_BBH_6969 kV

T_ATQ_BAB_1U

L_MIL_BAB

C_EMELRIOS_BAB

G_SIBIMBE

G_EMELRIOS

T_ATK_MIL_3U

X_C_MIL

G_INGENIOS

G_San Carlos

C_MILAGRO_MIL

C_EMELGUR_MIL

B_DCR_6969 kV

T_ATK_CER_3U

C_EMELGUR_DCEX_C_DCE

B_PROS_230230 kV

B_PROS_6969 kV

L_PAS_PTRAL_2_2

T_ATK_PRTAL

C_CATEG_NPR

X_C_PER

B_TRN_230230 kV

B_TRN_138138 kV

B_SLT_138138 kV

B_ESC_230230 kV

B_ESC_138138 kV

L_PRT_TRI_2_2

L_PAS_TRI_2_1

L_Keepel_Tri1

T_U2_Keppel

G_U1_Keppel G_U2_Keppel

T_ATT_ESC

G_VICTORIA_TRI

T_BARCAZA_TRI

B_CRG_138138 kV

L_ESC_CAR_1

L_ESC_CAR_2

B_CRG_6969 kV

ATQ CARAGUAY

C_CATEG_CAR

X_C_CAY

B_TRN_6969 kV

T_ATT_TRI_1U

L_TRI_SAL_1

L_TRI_SAL_2

B_PSC_138138 kV

T_ATT_PAS_3U

B_PLC_138138 kV

B_PLC_6969 kV

T_ATQ_POL_3U

X_C_POL

C_CATEG_POL

L_PAS_SAL_1_1

L_PAS_SAL_1_2

B_SLT_69_169 kV

T_ATQ_TRI_3U

C_CATEG_TRI

T_U1_TRI

G_U1_TRI

T_ATQ_SAL_3U

T_ATR_SAL_3U

B_SLT_69_269 kV

SAL_EME_0

C_CATEG_SAL

G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO

G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN G_TG6_GASAN

G_AT1_ATINAJERO

G_TV2_GZEV G_TV3_GZEV G_TG4_GZEV

B_EQL_6969 kV

B_EQL_69B69 kV

L_SAL_EQUIL_1

L_SAL_EQUIL_2

G_U1_EQUIL G_U2_EQUIL

L_EQUIL_HOLCIN

C_HOLCIN

G_HOLCIN

T_HOLCIN

B_EQL_138138 kV

T_TIC_EQUIL

T_U4_EQUIL

T_U3_EQUIL


B_PSC_6969 kV

T_ATQ_PAS_1U

C_EMELGUR_PAS

X_C_PAS

G_GAS_PAS

T_U1_PAS

C_CATEG_PAS

B_LCH_138138 kV

L_PAS_CHON_1

L_PAS_CHON_2

B_PSR_138138 kV

B_PSR_6969 kV

L_CHON_POS

T_ATQ_POS_1U

C_EMEPE_POS

B_CDGE_138138 kV

L_PAS_CEDEGE

C_CEDEGE_PAS

B_QVD_230230 kV

L_QVD_PAS_2_1

L_QVD_PAS_2_2

B_ELE_138138 kV

B_SEL_6969 kV

L_CHO_SEL(1)

L_CHO_SEL(2)

T_ATQ_ELE_1UT_ATQ_SELEN(1)

T_CPBA(1)T_CPBA

G_PBARGE_2G_PBARGE_1

X_C_SEL

C_EMEPE_SEL

G_EQEMEPE_SEL

B_SCY_230230 kV

B_SCY_138138 kV

L_QVD_SCY

TRN PORTOVIEJO

B_MNT_138138 kV

L_SCY_MNT

B_MNT_6969 kV

TRN MANTA

C_MANABI_MAN

G_EQV_MAN

B_QVD_138138 kV

T_ATT_QVD_3U

Compensación/Filtro(1)

B_DPR_138138 kV

L_DPR_QVD_1

L_DPR_QVD_2

B_QVD_6969 kV

T_ATR_QVD

G_CALOPE

C_EMELGUR_QVD

B_PRT_138138 kV

B_PRT_6969 kV

L_DPR_POR_1

L_DPR_POR_2

T_ATQ_POR_1UT_ATR_POR_1U

L_PRT_SCY

G_POZA_HONDA G_LA_ESPERANZA

C_MANABI_PORX_C_MAN_1

B_SDM_230230 kV

L_DOM_ROS_2_2

L_DOM_ROS_2_1

L_DOM_QVD_2_1

L_DOM_QVD_2_2

G_U1_DPERG_U2_DPERG_U3_DPERB_CHN_138

138 kV

L_CHO_DPR_1

B_SVR_138138 kV

L_SEV_CHO

C_CRM_SEVE

B_CHN_6969 kV

T_ATQ_CHO_1U

C_MANABI_CHO

B_SDM_138138 kV

T_ATU_DOM_3U T_ATU_DOM_1

B_SDM_6969 kV

T_ATQ_DOM_3U

C_EMELSAD_DOM

B_ESM_138138 kV

B_ESM_6969 kV

L_DOM_ESM_1

L_DOM_ESM_2

B_ESM_13.813.8 kV

T_G1_CTESM

G_G1_CTESM

T_ATQ_ESM_1U T_AA1_ESM(1)

G_EQV_ESM

C_EMELESA_ESM

X_C_ESM

Inter_Peru

C_Jivino

165

ANEXO 4:

DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA

B_TLC_138138 kV

B_IBR_138_2138 kV

L_IBA_TUL_1

T_ATQ_TUL_1U

B_TLC_6969 kV

G_EQEMELNORTE_TULC_EMELNORTE Tulcan

X_C_TUL_13.8

B_IBR_138_1138 kV

IBA1IBAT_ATR_IBA_1U

B_IBR_6969 kV

T_T2_IBA

X_C2_IBA

G_Salinas

C_IBARRA 69

G_EQEMELNORTE_IBA G_Selva_Alegre

C_IBARRA NUEVA

B_PMQ_138138 kV

T_ATU_POM_1U

B_PMQ_230230 kV

L_POM_IBA_1

L_POM_IBA_2

B_JMN_230230 kV

L_Ja

mon

dino

- P

omas

qui 1

220

L_Ja

mon

dino

- P

omas

qui 2

220

Colombia

C_Colombia

B_SE19_138138 kV

B_SAL_138138 kV

B_PQT_138138 kV

L_POM_SE19L_SALEG_S/E19

L_SALEG_PQUITO

B_SAL_4646 kV

B_SE19_4646 kV

T_TRQ_ALE_1U T_SEAL(1)

T_SE19

C_EEQ. SELVA ALEGRE C_EEQ. S/E 19

L_POM_PQUITO

T_CALDERON

B_PQT_2323 kV

T_CALDERON(1)

C_EEQ. CALDERON

B_SE18_138 138 kV

B_SE18_23 kV23 kV

L_POMq_S/E18

T_S/E18_1 T_S/E18_2

C_EEQ. S/E 18

B_VCN_138138 kV

B_MLL_138138 kV

B_SRF_138138 kV

B_PCR_138138 kV

B_CNCT_2323 kV

L_VIC_POM_2

B_VCN_4646 kV

G_CUMBAYA_VIC G_NAYON_VIC G_ECOLUZ_VIC

C_EEQ. VIICENTINA

L_MUL_VIC_1

L_SRAF_VIC

L_PUC_MUL

B_GNG_138138 kV

L_GPL_VIC

B_GNG_6.66.6 kV

B_CNCT_138138 kV

L_CON_SRAF

T_CONOCOTO

C_CONOCOTO

B_SRF_2323 kV

T_San Rafael_2

C_San_Rafael

B_MLL_6969 kV

G_EQELEPCO_MUL

C_MULALO

B_AMB_138138 kV

B_AMB_6969 kV

B_TTR_138138 kV

L_PUC_AMB

G_U1_PUC G_U2_PUC

T U2 Pucara

G_EQAMBATO_AMBC_AMBATOC_AMBATO_COTX

L_TOT_AMB

T_ATQ_TOT_3U

B_TTR_6969 kV

B_TTR_230230 kV

B_BÑS_138138 kV

X_RCX_TOT

C_TOTORAS

L_TOT_AGO_1

B_AGY_138138 kV

L_AGO_SEC AGO_1

G_U2_AGO

G_U1_AGO

B_PYO_138138 kV

B_PYO_6969 kV

B_TNA_138138 kV

B_TNA_6969 kV

L_BÑS_PUY

C_PUYOG_TOPO

X_C_PUYO

L_PUY_TEN

C_TENA

B_CCA_138138 kV

B_CCA_6969 kV

L_TEN_COC

T_ATQ_COC_1U

G_COCA

C_COCA

B_SFR_230230 kV

L_TOT_SFCO_1

L_TOT_SFCO_2

T_U1_SFCO

T_U2_SFCO

G_U1_SFCO

G_U2_SFCO

B_SRS_138138 kV

B_SRS_230230 kV

B_SRS_4646 kV

L_SROS_CON

C_EEQ. SANTA ROSA

G_GHERNANDEZ_ROS G_GUANGOP+CHILL_ROS

B_ECM_138138 kV

L_ROS_CARMEN

H_EMAAPQ

B_PPL_138138 kV

G_PAPALLACTA

L_CAR_PAPX_C_SRS

G_TG1_ROS G_TG2_ROS G_TG3_ROS

L_ROS_TOT_2_1

L_ROS_TOT_2_2

B_EES_138138 kV

B_EES_2323 kV

L_ROS_ESPJ

C_EEQ. EUG ESPEJO

L_ROS_SALEG

L_ROS_POM_1_1

L_ROS_POM_1_2

B_RBB_230230 kV

B_RBB_6969 kV

B_GRN_6969 kV

X_RCX-W_ROS

C_EE. Riobamba

G_GEQRIO_RIO

L_RIO_GUA

C_GUARANDA

G_GUARANDA

B_MLN_230230 kV

L_TOT_MOL_2


G_GUANGOPOLO_T

C_GUANGOPOLO

L_MOL_RIO_2

B_MLN_138138 kV

T_AT1_MOL_3U


B_CNC_138138 kV

L_MOL_CUE_1_1 L_MOL_CUE_1_2

B_GLC_138138 kV

L_CUE_CUMB

B_LMN_138138 kV

B_MCS_138138 kV

L_CUMB_LIMON

X_R1_MOLX_R2_MOL

C_GUALACEO

T_Abanico

C_MACAS

G_ABANICO

B_CNC_6969 kV

B_SNC_6969 kV

B_SNC_230230 kV

T_ATQ_CUE_3U

G_EQELECAUSTRO_CUE

C_C.SUR_CUEC_C.SUR_AZO

L_CUE_CUEb

B_ZHOR_230230 kV

L_SHO_CUE

B_LJA_138138 kV

B_LJA_6969 kV

L_CUE_LOJ_1

L_CUE_LOJ_2

T_ATQ_LOJ_1U

G_EQEERSSA_LOJ

C_EERSSSA_LOJ

X_C_LOJA

L_MOL_ZHO_2_1

L_MOL_ZHO_2_2

B_MLG_230230 kV

L_ZHO_MIL_2_1

L_ZHO_MIL_2_2

B_DCR_230230 kV

B_PSC_230230 kV

L_PAS_DCE

B_MLG_6969 kV

B_MLG_138138 kV

T_ATU_MIL_1U

B_SID_138138 kV

B_MPW_138138 kV

L_MIL_SID_1_1

L_MIL_SID_1_2

L_SID_MPP_1

G_UA_MPP G_UB_MPP

B_MCH_138138 kV

L_SID_MAC_1_1

L_SID_MAC_1_2

B_MCH_69_169 kV

B_MCH_69_269 kV

T_ATR_MAC_3U

T_ATQ_MAC_3U

X_C_MAC

C_EMELORO_MAC_1

G_EQEMELORO_MAC X_C_MAC2

C_EMELORO_MAC_2T_TRK_MAC_3U

B_MCH_230230 kV

L_MAC_MAC T

B_ZRR_230230 kV

L_MAC_ZOR_2_1L_MAC_ZOR_2_2

B_BBH_138138 kV

B_BBH_6969 kV

T_ATQ_BAB_1U

L_MIL_BAB

C_EMELRIOS_BABG_SIBIMBEG_EMELRIOS

T_ATK_MIL_3U

X_C_MIL

G_INGENIOS

G_San CarlosC_MILAGRO_MIL

C_EMELGUR_MIL

B_DCR_6969 kV

C_EMELGUR_DCE X_C_DCE

B_PROS_230230 kV

B_PROS_6969 kV

L_PAS_PTRAL_2_2

T_ATK_PRTAL

C_CATEG_NPR

X_C_PER

B_TRN_230230 kV

B_TRN_138138 kV

B_SLT_138138 kV

B_ESC_230230 kV

B_ESC_138138 kV

L_PRT_TRI_2_2

L_PAS_TRI_2_1

L_Keepel_Tri1

G_U1_Keppel G_U2_Keppel

G_VICTORIA_TRI

B_CRG_138138 kV

L_ESC_CAR_1

L_ESC_CAR_2

B_CRG_6969 kV

ATQ CARAGUAY

C_CATEG_CARX_C_CAY

B_TRN_6969 kV

T_ATT_TRI_1U

L_TRI_SAL_1

L_TRI_SAL_2

B_PSC_138138 kV

T_ATT_PAS_3U

B_PLC_138138 kV

B_PLC_6969 kV

X_C_POL

C_CATEG_POL

B_SLT_69_169 kV

T_ATQ_TRI_3U

C_CATEG_TRI

T_U1_TRI

G_U1_TRI

T_ATQ_SAL_3UT_ATR_SAL_3U

B_SLT_69_269 kV

SAL_EME_0

C_CATEG_SAL

G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO

G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN G_TG6_GASAN G_AT1_ATINAJERO

G_TV2_GZEV G_TV3_GZEV G_TG4_GZEV

B_EQL_6969 kV

B_EQL_69B69 kV

L_SAL_EQUIL_1

L_SAL_EQUIL_2


L_EQUIL_HOLCIN

C_HOLCIN

G_HOLCIN

T_HOLCIN

B_EQL_138138 kV

T_TIC_EQUIL


B_PSC_6969 kV

C_EMELGUR_PAS

X_C_PAS

G_GAS_PAS

T_U1_PAS

C_CATEG_PAS

B_LCH_138138 kV

L_EQUIL_CHON

L_PAS_CHON_1

L_PAS_CHON_2

B_PSR_138138 kV

B_PSR_6969 kV

L_CHON_POS

C_EMEPE_POS

B_CDGE_138138 kV

L_PAS_CEDEGE

C_CEDEGE_PAS

B_QVD_230230 kV

L_QVD_PAS_2_1

L_QVD_PAS_2_2

B_ELE_138138 kV

B_SEL_6969 kV

L_CHO_SEL(1)

L_CHO_SEL(2)

T_ATQ_ELE_1U

T_ATQ_SELEN(1)

T_CPBA(1)

G_PBARGE_2G_PBARGE_1

X_C_SEL

C_EMEPE_SELG_EQEMEPE_SEL

B_SCY_230230 kV

B_SCY_138138 kV

L_QVD_SCY

B_MNT_138138 kV

L_SCY_MNT

B_MNT_6969 kV

TRN MANTA

C_MANABI_MAN

G_EQV_MAN

B_QVD_138138 kV

T_ATT_QVD_3U


B_DPR_138138 kV

L_DPR_QVD_1

L_DPR_QVD_2

B_QVD_6969 kV

T_ATR_QVD

G_CALOPE

C_EMELGUR_QVD

B_PRT_138138 kV

B_PRT_6969 kV

L_DPR_POR_1

L_DPR_POR_2

T_ATQ_POR_1U

T_ATR_POR_1U

L_PRT_SCY

G_POZA_HONDA

G_LA_ESPERANZA

C_MANABI_PORX_C_MAN_1

B_SDM_230230 kV

L_DOM_ROS_2_2

L_DOM_ROS_2_1

L_DOM_QVD_2_1

L_DOM_QVD_2_2

G_U1_DPERG_U2_DPERG_U3_DPER

B_CHN_138138 kV

L_CHO_DPR_1

B_SVR_138138 kV

L_SEV_CHO

C_CRM_SEVE

B_CHN_6969 kV

T_ATQ_CHO_1U

C_MANABI_CHO

B_SDM_138138 kV

T_ATU_DOM_3U T_ATU_DOM_1

B_SDM_6969 kV

T_ATQ_DOM_3U

C_EMELSAD_DOM

B_ESM_138138 kV

B_ESM_6969 kV

L_DOM_ESM_1

L_DOM_ESM_2

B_ESM_13.813.8 kV

T_G1_CTESM

G_G1_CTESM

T_ATQ_ESM_1U

T_AA1_ESM(1)

G_EQV_ESM

C_EMELESA_ESM

X_C_ESM

Inter_Peru

B_CHL_138138 kV

L_CHILIBULO_S. ALEGRE

L_ESPJ_CLILIBULO(1)

T_CHILIBULO

B_CHL_2323 kV

C_CHILIBULO

B_SANT_138138 kV

T_San Antonio

B_SANT_2323 kV

C_SAN ANTONIO

L_PMQ_SANT

T_POM(1)

X_C_IBA

T_APAQUI

B_APQ_6969 kV

G_U_APAQUI

X_C_POM

B_KND_138138 kV

B_KND_2323 kV

C_KENNEDY

L_KEN_PMQ

L_KEN_SUB18

C_Novacero

B_CCS_230230 kV

B_LAG_230230 kV

L_CCS_LAG

T_ATQ_LAG_3U

B_LAG_6969 kV

G_JIVINO

C_PETROPRODUCCION

C_Lago_Agrio

X_C_TORI

G_SIGCHOS

B_YGC_230230 kV

B_CÑR_230230 kV

L_AZY_YGC

B_SPL_230230 kV

L_MOL_SPL_1

L_MOL_SPL_1(1)

T_U1_SPL

G_U_SPL

Trayecto de Línea(1)

L_MOL_YAG_2_2

L_MOL_YAG_2_1

L_YAG_PAS_2_2

L_YAG_PAS_2_1

L_MIL_YAG_2L_YAG_PAS_2_2(1)

L_MIL_YAG_1L_YAG_DCE_1

L_MIL_ESC_2L_MIL_ESC_1

T POWER BARGE

B_PBR_6969 kV

T_ATK_ESC_3U

B_ESC_6969 kV

C_CATEG_ESC

B_SID_230230 kV

T_SAN IDELFONSO

B_MPW_230230 kV

T_U4_MPP T_U3_MPP

G_UD_MPP G_UC_MPP

L_SID_MPW

L_MIL_SID_1

L_MIL_SID_1(1)

B_MZR_230230 kV

L_ZHO_MZR_2L_ZHO_MZR_1

T_U1_MZR T_U2_MZR

G_U1_MAZAR G_U2_MAZAR

L_SID_MAC_1

L_SID_MAC_1(1)

G_OCAÑA

G_SABANILLA

B_SBN_13.813.8 kV

T_U_SABANILLA

B_SBN_138138 kV

L_LOJ_SBN

B_CUMB_138138 kV

L_SBN_CUMB

G_VILLONACO

T_CUMBARATZA

B_CUMB_6969 kV

G_CHORRILLOS

C_CUMBARATZA

B_MND_138138 kV

L_LIMON_MND

L_MND_MACAS

TRN PORTOVIEJO(3)

B_SCAY_6969 kV

C_MANABI_S_CAY

B_ANG_138138 kV

T_U1_PAUTE(1)

G_U_ANG

L_QVD_ANG

X_C_CHO

X_C_SDO

B_PFO_230230 kV

L_PIFO_POM_1

L_PIFO_POM_2

L_ROS_PIF_2

L_ROS_PIF_1

L_PFO_CCS

Trayecto de Línea(2)

L_TTR_QVD_2_2

L_TTR_QVD_2_2(1)

L_YAG_PIF


ATT_PIFO

B_PFO_138138 kV

B_TMB_138138 kV

B_ARP_138138 kV

B_TMB_2323 kV

B_ARP_4646 kV

T_TUMBACO_2

C_TUMBACO

T_TUMACO_1(1)

C_AEROPUERTO

G_VICTORIA_QUIJOS

X_C_TRI

T_ATK_MIL(1)

B_BÑS_6969 kV

C_BAÑOS

Trayecto de Línea


G_S.J. de Tambo

G_PILALO

X_C_MUL

G_U_SPL 2 G_U_SPL 3

T_U1_SPL 2 T_U1_SPL 3

X_C_MAN

X_C_PAS_1

X_C_POL(1)

TRN PORTOVIEJO 2

T_ATQ_DOM_3U 2

T_ATQ_CHO_1U 2

T_ATK_PRTAL 2

ATQ CARAGUAY 2

T_ATQ_BAB(1)

B_IBARRA_6969 kV

L_IBA_APQ

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · ii declaraciÓn nosotros, gustavo rafael sÁnchez iÑiguez y...

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