UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA SEDE … · 7 2.1 planteamiento de las ecuaciones de flujo de...

UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA

SEDE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA

“ANÁLISIS DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS

ECONÓMICOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

OCAÑA AL INYECTAR POTENCIA EN EL ANILLO

DE 69 KV DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL

CENTRO SUR.”

Tesis previa a la obtención del

título de Ingeniero Eléctrico

AUTOR:

Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

DIRECTOR:

Ing. Freddy Campoverde

Cuenca – Ecuador

2011

2

Los conceptos desarrollados, analizados, realizados

y las conclusiones del presente trabajo, son de exclusiva

responsabilidad del autor.

(f)_______________________________


3

Certifico que bajo mi dirección la tesis

fue realizada por el Tnlg


(f)_______________________________

Ing. Freddy Campoverde

4

AGRADECIMIENTOS.

Quiero agradecer a Dios, quien ha sido mi guía durante toda la etapa

que estoy culminado, a mi Director de tesis Ing. Freddy Campoverde quien fue mi

guía para la culminación del proyecto, a mis padres quienes fueron los que me

dieron la confianza y el ánimo para luchar hasta llegar a culminar este proyecto, y

finalmente a mi esposa e hijos que siempre están conmigo y son la razón de mi vida.

5

RESUMEN.

La presente tesis está encaminada a realizar un estudio del ingreso en

operación comercial de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV, este

estudio plantea los impactos tanto técnicos como económicos que se dan por el

aporte de energía activa como reactiva.

Para esto se realiza una evaluación del estado actual del anillo de 69 KV de la

EERCS, antes de ingresar la central Ocaña, recopilando información sobre las

líneas de transmisión, transformadores , cargas que se tienen en cada una de las

subestaciones de la EERCS y la potencia de en cada uno de los grupos de

generación de Elecaustro, esto según sea la época que se plantea teniendo escenarios

distintos en función de hora de mayor y menor demanda, época del año como

lluviosa y estiaje y escenarios que se manejan en Elecaustro propiamente como son

salida de operación Saymirín por exceso de sedimentación, o cambio de línea de

transmisión en la subestación de Saucay.

Se corren flujos de potencia en el programa DIgSILENT y se determina los

parámetros que se maneja actualmente el anillo de 69 KV, estos parámetros son de

voltaje, pérdidas en las líneas, pérdidas en transformadores, flujos de carga,

sobrecarga en transformadores y líneas de transmisión. Estos análisis se realizan con

una proyección de carga en las subestaciones hasta el año 2014.

Se ingresan los parámetros de la central hidroeléctrica Ocaña al programa de

simulación DIgSILENT con la potencia prevista a trabajar (26 MW carga máxima y

13 MW mínima carga), se corre flujos de potencia con los escenarios planteados en

el capítulo III, adjuntando 2 escenarios más que son la evacuación de la energía por

la línea S/E Cañar_ S/E Sinincay con mínima y máxima carga, esto en temporada

lluviosa y temporada de estiaje respectivamente.

Finalmente se realiza recomendaciones y conclusiones de la evaluación de la

inclusión del proyecto Ocaña principalmente encaminado a dar recomendaciones de

tensión para la operación de central hidroeléctrica Ocaña, para evitar sobretensiones

y minimizar las pérdidas en las líneas de transmisión.

6

ÍNDICE GENERAL

RESUMEN. 5

ÍNDICE GENERAL 6

ÍNDICE FIGURAS ¡Error! Marcador no definido.

INDICE DE TABLAS ¡Error! Marcador no definido.

MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 18

1.1 INTRODUCCIÓN. .................................................................................. 18

1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP .. . 19

1.2.1 Representación de las líneas ................................................................ 19 1.2.1.1 Línea de transmisión corta. ......................................................... 19 1.2.1.2 Línea de transmisión media. ....................................................... 19 1.2.1.3 Líneas de transmisión largas. ...................................................... 20

1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión. ................. 20 1.2.2.1 Calibre. .......................................................................................... 21

1.2.2.2 Longitud. ....................................................................................... 21

1.2.2.3 Tipo de conductor. ....................................................................... 21 1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores ...................................... 23

1.2.3.1 Resistencia de corriente continua ............................................... 24

1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna ................................................ 24

1.2.4 Inductancia. .......................................................................................... 26

1.2.5 Capacitancia ......................................................................................... 30

1.2.6 Conductancia ........................................................................................ 31

1.3 IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES. 32

1.3.1 Transformadores .................................................................................. 32

1.3.2 Datos de placa de los transformadores. ............................................. 32

1.3.2.1 Transformadores pertenecientes a Elecaustro. ......................... 32 1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS ........................... 33

1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores ........................ 35 1.3.3.1 Prueba de cortocircuito ............................................................... 35

1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES. .......... ...... 36 1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo. .......................... 36

1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. ................................................................................................................ 37

1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL SISTEMA .............................................................................................................. 39

1.6.1 Sistemas por unidad ............................................................................. 39

1.6.2 Valores base de las impedancias ......................................................... 40 1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad ................................................... 41

CAPITULO II 43

SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA A TRAVÉS DE DIGISILENT 43

7

2.1 PLANTEAMIENTO DE LAS ECUACIONES DE FLUJO DE POTENCIA ........................................................................................................... 43

2.1.1 Los flujos de potencia .......................................................................... 43

2.2 MÉTODOS DE RESOLUCIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA 47

2.2.1 Método Gauss-Seidel ............................................................................ 47 2.2.2 Método Newton Raphson .................................................................... 49

2.3 SOFTWARE A UTILIZARSE ............................................................... 56

2.3.1 Introducción. ........................................................................................ 56

2.3.2 Manejo de datos ................................................................................... 57

2.4 APLICACIÓN DETALLADA DEL PROGRAMA DE SIMULACIÓN 58

2.4.1 Editor Grafico ....................................................................................... 58

2.4.2 Como cargar una base de datos en DIgSILENT ............................... 60

2.4.3 Flujos de carga ..................................................................................... 64

2.4.4 Espacio de trabajo ................................................................................ 68

2.5 DATOS DE ENTRADA Y SALIDA ....................................................... 70

2.5.1 Datos de entrada en DIgSILENT ....................................................... 70 2.5.1.1 Ingreso de datos de generación ................................................... 70

2.5.1.2 Ingreso del datos de carga ........................................................... 72 2.5.1.3 Ingreso de escenarios de operación. ........................................... 74

2.5.2 Datos de salida en DIgSILENT ........................................................... 75

2.6 COMENTARIOS DEL PROGRAMA. .................................................. 80

CAPITULO III 83

FLUJOS DE CARGA EN EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA

ACTUAL. 83

3.1 DATOS DE CARGA Y GENERACIÓN DEL SEP .............................. 83 3.1.1 Cargas máximas de los alimentadores de la EERCS ....................... 83 3.1.2 Cargas mínimas de los alimentadores de la EERCS ...................... 84 3.1.3 Cargas de los generadores. .................................................................. 85

3.1.3.1 Saymirín fases 1 y 2 ...................................................................... 86 3.1.3.2 Saymirín fases 3 y 4 ...................................................................... 87 3.1.3.3 Central hidroeléctrica Saucay ..................................................... 88

3.1.3.4 Central térmica El Descanso ....................................................... 90 3.1.3.5 Central hidroeléctrica Hidroabanico ......................................... 91

3.1.3.6 Central térmica de Monay .......................................................... 92 3.1.3.7 Central hidroeléctrica Ocaña ...................................................... 93

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS BARRAS .................................................. 94

3.3 Matriz de admitancias del SEP ............................................................... 97

3.4 Escenarios para la evaluación de los flujos de carga ........................... 98

3.4.1 Temporada lluviosa .............................................................................. 99

3.4.1.1 Escenario A ................................................................................. 100

3.4.1.2 Escenario B ................................................................................. 101

3.4.1.3 Escenario C ................................................................................. 102

3.4.1.4 Escenario D ................................................................................. 104

8

3.4.2 Flujo de carga en temporada de estiaje............................................ 105

3.4.2.1 Escenario E ................................................................................. 105

3.4.2.2 Escenario F ................................................................................. 106

3.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ......................................................................................................... 108

3.5.1 Escenario A ......................................................................................... 108

3.5.1.1 Voltajes ........................................................................................ 108

3.5.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 109 3.5.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 111

3.5.2 Escenario B ......................................................................................... 111

3.5.2.1 Voltajes ........................................................................................ 111

3.5.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 113 3.5.2.3 Carga de líneas ........................................................................... 114

3.5.3 Escenario C ......................................................................................... 114

3.5.3.1 Voltajes ........................................................................................ 114

3.5.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 116 3.5.3.3 Carga en líneas de transmisión. ................................................ 117

3.5.4 Escenario D ......................................................................................... 117

3.5.4.1 Voltajes ........................................................................................ 117


3.5.5 Escenario E ......................................................................................... 120

3.5.5.1 Voltajes ........................................................................................ 120


3.5.6 Escenario F ......................................................................................... 123

3.5.6.1 Voltajes ........................................................................................ 123


3.6 CONCLUSIONES .................................................................................. 127

CAPITULO IV 134

EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA OCAÑA 134

4.1 DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA ......... .. 134 4.1.1 Ubicación. ............................................................................................ 134

4.1.2 Datos de generación. .......................................................................... 134 4.1.3 Transformador ................................................................................... 135

4.1.4 Línea de transmisión .......................................................................... 136

4.2 DIAGRAMA UNIFILAR SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. 138

4.2.1 Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT 138

4.2.2 Configuración ..................................................................................... 141

4.2.2.1 Configuración de generadores. ................................................. 141

4.2.2.2 Configuración de transformadores .......................................... 144

4.2.2.3 Configuración de la línea de transmisión ............................... 145

9

4.2.2.4 Configuración de barras ............................................................ 146 4.2.3 Diagrama final luego de incluir la central hidráulica Ocaña ......... 146

4.3 ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA ........................................................................................ 147

4.3.1 Escenario en temporada lluviosa ...................................................... 148 4.3.1.1 Escenario A ................................................................................. 148

4.3.2.1 Escenario B ................................................................................. 148

4.3.1.2 Escenario C ................................................................................. 149

4.3.1.3 Escenario D ................................................................................. 149

4.3.2 Escenario en temporada de estiaje ................................................... 150

4.3.2.1 Escenario E ................................................................................. 150

4.3.2.2 Escenario F ................................................................................. 150

4.3.2.3 Escenario G ................................................................................. 151

4.3.2.4 Escenario H ................................................................................. 152

4.4 EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE DIGSILENT ....................................................................................................... 152

4.4.1 Escenario A ......................................................................................... 152

4.4.1.1 Voltaje ......................................................................................... 152


4.4.2 Escenario B ......................................................................................... 155

4.4.2.1 Voltaje ......................................................................................... 155


4.4.3 Escenario C ......................................................................................... 159

4.4.3.1 Voltaje ......................................................................................... 159


4.4.4 Escenario D ......................................................................................... 162

4.4.4.1 Voltaje ......................................................................................... 162


4.4.5 Escenario E ......................................................................................... 165

4.4.5.1 Voltaje ......................................................................................... 165


4.4.6 Escenario F ......................................................................................... 169

4.4.6.1 Voltaje ......................................................................................... 169


4.4.7 Escenario G ......................................................................................... 172

4.4.7.1 Voltaje ......................................................................................... 172


4.4.8 Escenario H ......................................................................................... 175

4.4.8.1 Voltaje ......................................................................................... 175


10

4.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ......................................................................................................... 179

4.5.1 Máxima tensión .................................................................................. 179

4.5.2 Mínima tensión ................................................................................... 179

4.5.3 Perdidas en los transformadores. ..................................................... 180 4.5.4 Máximas perdidas en las líneas de transmisión. ............................. 181

4.5.5 Inyección de potencia al sistema ....................................................... 182

4.6 Impactos económicos y técnicos ............................................................ 184

4.6.1 Impactos Técnicos .............................................................................. 184

4.6.1.1 Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar 184

4.6.1.2 Análisis de voltajes en la barra de Ocaña ................................ 186

4.6.1.3 Mayor potencia energético en la región ................................... 187

4.6.1.4 Flujos de potencia ....................................................................... 188 4.6.1.5 Aumento de perdidas ................................................................. 190

4.6.2 Impactos económicos ......................................................................... 193 4.6.2.1 Costos por perdidas ................................................................... 193 4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica ............................. 196

4.6.3 Impactos Sociales .............................................................................. 196

4.6.3.1 Construcción de carreteros. ...................................................... 196 4.6.3.2 Inyección económica a la región. .............................................. 197

4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona. ...................................... 198

4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar ...................................... 199

4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas ........................................ 199

CAPITULO V 200

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 200

BIBLIOGRAFIA 205

ANEXOS 207

11

INDICE FIGURAS

CAPITULO I ………………………………………………………………………18

Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta………………………………19

Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media ………………………………..20

Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga ………………………………..20

Figura. 1.4 Resistencia en C.C……………………………………………………24

Figura 1.5 Efecto piel en conductores……………………………………………25

Figura 1.6 Estructura ERH-2G………………………………………………….28

Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito…………………………….36

Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo……………………………….37

CAPITULO II……………………………………………………………………...43

Figura. 2.1 Ventana grafica del DIgSILENT……………………………………60

Figura. 2.2 Cargar usuario y contraseña en el DIgSILENT……………………60

Figura 2.3 Administrador de datos del Digisilent ………………………………..61

Figura. 2.4 Pantalla de opciones de modelado del DIgSILENT………………62

Figura 2.5 Importación de datos en el DIgSILENT……………………………63

Figura 2.6 Exportación de datos en el DIgSILENT……………………………64

Figura. 2.7 Pantalla de escenarios planteados para el análisis en DIgSILENT65

Figura. 2.8 Ventana de simulación de flujos de potencia en DIgSILENT….…67

Figura. 2.9 Modo de presentación grafica de resultados de una simulación…68

Figura. 2.10 Utilidad de cada uno de los iconos de la barra de herramientas del

DIgSILENT…………………………………………………………………….…..69

Figura. 2.11 Acceso a un generado en la ventana grafica del DIgSILENT……70

Figura. 2.12 Configuración de datos básicos en un generador en el

DIgSILEN...………………………………………………………………………...71

Figura. 2.13 Configuración de dato de carga en un generador en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...72

Figura. 2.14 Acceso directo a la configuración de una carga en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...73

Figura. 2.15 Configuración de carga en el DAIGISILENT……………………74

Figura. 2.16 Ingreso de un nuevo Escenario en DIgSILENT…………………74

Figura. 2.17 Base de datos de los escenarios cargados en el DIgSILENT……75

Figura. 2.18 Barra de resultados del DIgSILENT………………………………75

12

Figura. 2.19 Resumen de datos de carga subidos al DIgSILENT………………76

Figura. 2.20 Datos de generación de las maquinas síncronas en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...77

Figura. 2.21 Resultado en las barras de generación externa (subestaciones

Sinincay y Cuenca) ………………………………………………………………...77

Figura. 2.22 Resultados en las líneas de transmisión en el DIgSILENT………78

Figura. 2.23 Resultados de los transformadores de tres devanados en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...79

Figura. 2.24 Resultado de los transformadores de dos devanados en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...80

CAPITULO III……………………………………………………………………83

Figura. 3.1-Generador de Saymirín #4 fase 1-2…………………………………87

Figura. 3.2-Generadores Francis de Saymirín fases 3-4………………………88

Figura. 3.3-Generadores de Saucay………………………………………………89

Figura. 3.4 Central térmica del Descanso………………………………………..90

Figura. 3.5 central Hidroabanico………………………………………………..91

Figura. 3.6-Central térmica de Monay………………………………………….93

Figura. 3.7-Central hidroeléctrica Ocaña en su etapa de construcción………93

Figura. 3.8-Tipos de barras descritos en el DIgSILENT. ……………………… 94

Figura. 3.9-Simbolo del bus de referencia en el DIgSILENT…………………96

Figura. 3.10-Simbolo del bus de carga en el DIgSILENT………………………96

Figura. 3.11 Bus P-V en el DIgSILENT…………………………………………97

Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara………103

Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A……………………108

Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A………………….109

Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A .110

Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B………………………112

Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B……………………..112

Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B……………………….......113

Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C………………………….115

Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C………………………......115

Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C………………………........116

Figura. 3.22 Curva de voltajes mínimos escenario D……………………….....118

13

Figura. 3.23 Curva de voltajes mínimos escenario D………………………......118

Figura. 3.24 Curva de pérdidas totales escenario D………………………........119

Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E………………………....121

Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E……………………….......121

Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E…………………………...122

Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F……………………….124

Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F……………………….......124

Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F……………………….........125

Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS…………...133

CAPITULO IV………………………...........……………………………...……..134

Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña…………………134

Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750………………………………………….137

Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña……………………137

Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT………………………................138

Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT………………………..........139

Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT……….139

Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT……….....140

Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT………………………140

Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT……………141

Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT………………….142

Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña………………142

Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT….143

Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña………………144

Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña……145

Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT ….……146

Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña………………………………………150

Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña. ……..153

Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña. . ……153

Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña . ……...154

Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña. . ……...156

Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña. . ……...157

Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña . ……...158

Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña. . ……...159

Figura. 4.24 curva de voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña. . ……...160

14

Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña . ……...161

Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163

Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163

Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...164

Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña. . ……..166

Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña. . ……...167

Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...168

Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña. . ……...169

Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña. . ……...170

Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña . ……...171

Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña………173

Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña………173

Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña .………174

Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña. .………176

Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña .………177

Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña .………178

Figura. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con

las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña…....……..192

Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña. . …193

Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña. …….…197

Figura. 4.44 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la

central Ocaña…………………...………….……….…………….………………198

Figura. 4.45 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña.…………..……..199

15

ÍNDICE TABLAS Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores………………………….….23

Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor………….26

Tabla 1.3 Reactancia según la configuración……………………………………29

Tabla. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión…………………30

Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro…………33

Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS………34

Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS…..35

Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS…………38

Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes..38

Tabla 2.1 Tipos de barra indicando el numero de ecuaciones..………………..47

Tabla 3.1-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS.84

Tabla 3.2-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS..85

Tabla 3.3-Carga máxima de los generadores de Elecaustro……………………86

Tabla 3.4 Tipos de barras en el anillo de 69 KV. ………………………………..95

Tabla 3.5-Generacion para el escenario A…….………………………………101

Tabla 3.6-Generacion para el escenario B ….………………………………...…102

Tabla 3.7-Generacion para el escenario C….………………………………..…104

Tabla 3.8-Generacion para el escenario E ….………………………………...…106

Tabla 3.9-Generacion para el escenario F ….………………………………...…107

Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…108

Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…109

Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A ….…………………………………...110

Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A…….111

Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B ….………………………...…111

Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B ….…………………………...112

Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B ….…………………………………...113

Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B….…114

Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C….…………………………114

Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C……….………………………115

Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C….…………………………………116

Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C…..117

Tabla 3.23-Voltajes mínimos en el escenario….….……………………………118

16

Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario……….……………………………………119

Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D……120

Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E……………………………….121

Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E………………………………………….122

Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E…….123

Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F………….…………………123

Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F….…………………………124

Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F….…………………………………125

Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F……126

Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios……….127

Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios……….127

Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios….128

Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F………………129

Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I………………………….130

Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios…………...131

Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores…………132

Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A………………………………….148

Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B………………………………….149

Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C………………………………….149

Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F……………………………………151

Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña……………………152

Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña……………………153

Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, ……….154

Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A,……155

Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña………………….156

Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña……………………156

Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B…………157

Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B,…158

Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña……………………159

Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña…………………..160

Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C,……….161

Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C,…162

Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña……………………162

Tabla 4.19 Voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña…………………163

17

Tabla 4.20 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario D, ……164

Tabla 4.21 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario D, …165

Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña…………………166

Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña……………………166

Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas escenario E, con Ocaña………168

Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña………….………169

Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña……….………….170

Tabla 4.28 Perdidas en cada línea, en el escenario F, con Ocaña…………….171

Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas, escenario F, con Ocaña……….172

Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña……………………172

Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña……………….173

Tabla 4.32 Perdidas en cada línea en el escenario G, con Ocaña……………174

Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas escenario G, con Ocaña ………175

Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña……………………176

Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña. ………………….176

Tabla 4.36 Perdidas en cada línea , en el escenario H, con Ocaña………….…177

Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas , escenario H, con Ocaña …….....178

Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña………………………….179

Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA………………………179

Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia…………………….180

Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña……………………………………181

Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A………….182

Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G…………..182

Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con Ocaña…….……..183

Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con Ocaña……..…..184

Tabla4.46 Comparación de niveles de voltaje……………………………….….185

Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña…………..186

Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro…………….188

Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos, antes y después de Ocaña………......189

Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña………190

Tabla 4.5Comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego de Ocaña ……….191

Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas………………………………195

Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía………………………………….195

18

CAPITULO I

MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

1.1 INTRODUCCIÓN.

El flujo de potencia es la denominación que se da a la solución de estado

estacionario de un sistema de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas de

generación, carga y topología de la red.

Los análisis de flujos de potencia consisten en obtener las condiciones de operación

en régimen permanente de un sistema de energía eléctrica, más concretamente dados

los consumos en cada nodo, y la potencia generada por los alternadores, se trata de

encontrar los voltajes en los nodos y los flujos de potencia por las líneas y los

transformadores.

En la operación diaria, constituye la base del análisis de seguridad del sistema, los

análisis de flujos de carga, se ejecutan periódicamente para identificar posibles

problemas de sobrecargas o voltajes inaceptables, como consecuencia del

crecimiento de la carga o cuando ocurre algún cambio brusco en la topología de la

red. En la planificación permite simular el estado en que se encontrarían los distintos

escenarios que se estén analizando ante una demanda estimada.

Los análisis de los flujos de potencia son de gran importancia en la planificación y

diseño de los futuros proyectos de expansión del sistema de potencia como también

en la determinación de las de las mejores condiciones de operación de los sistemas

ya existentes.

En el estudio de los flujos de potencia se tiene en cuenta la magnitud y el ángulo de

fase del voltaje en cada barra, la potencia activa y reactiva que fluyen en cada línea.

El estudio se va a dedicar a los flujos de potencia en los escenarios demanda mínima

02:00 AM y demanda máxima 19:00 PM, según la proyección de demanda

entregada por la EERCS hasta el año 2014

19

El análisis se lo hace en el DIgSILENT el cual permite cargar los datos reales de

despacho en el programa, a continuación se va analizar los flujos para las demandas

mínima, y máxima para distintos escenarios que se plantearan.

1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP

1.2.1 Representación de las líneas

Al realizar un estudio de flujos de carga, tenemos uno de los más importantes

parámetros como son el medio por el cual va a fluir la distribución de potencia dentro

del alimentador de 69 KV, este medio que es una línea de transmisión trifásico y con

diferentes valores tanto de calibre como tipo de conductor, se la va a representar

como una línea monofásica con su equivalente que según la distancia que tenga se la

va a catalogar como sigue en la siguiente descripción.

1.2.1.1 Línea de transmisión corta.

En la línea de transmisión corta podernos decir que la capacitancia en

derivación es tan pequeña que puede omitirse por completo con una pérdida de

exactitud pequeña por lo que solo se requiere considerar la resistencia R y la

inductancia L que está en serie con la longitud total de la línea.

Para hacer referencia como líneas cortas tenemos las que de longitud tienen menos

de 80 KM de longitud. El circuito equivalente de una línea de transmisión corta se

muestra en la Figura 1.1

Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta

1.2.1.2 Línea de transmisión media.

20

La línea de transmisión de longitud media, se le incluye la admitancia en

paralelo (Capacitancia pura), dividiéndola en dos partes iguales la admitancia

paralelo total de la línea y se coloca en los extremos dando el circuito nominal

llamado π (PI)

La Figura. 1.2 muestra el circuito equivalente de una línea de transmisión de longitud

media, la cual para considerarse como tales van desde una distancia de 80 km hasta

240 km.

Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media

1.2.1.3 Líneas de transmisión largas.

Este tipo de líneas de transmisión se requiere un alto grado de exactitud para

ser calculadas debido a que los parámetros de la línea están distribuidos

uniformemente a lo largo y estas están sobre los 240 km de longitud, por lo cual

dentro de nuestro estudio no las tomamos en cuenta por no estar involucradas las

mismas.

Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga

1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión.

21

Para obtener la resistencia de las líneas de transmisión del SEP a estudiar, en

el trabajo investigativo se obtuvieron los siguientes parámetros a considerar.

1.2.2.1 Calibre.

Para especificar el trenzado multifilar, se suele utilizar su calibre como

punto de partida, se entiende por calibre, el área de la sección transversal o cualquier

parámetro que lo defina, puede ser el diámetro o el radio.

El calibre de los conductores que conforman el SEP a analizar donde se realizara el

flujo de carga tenemos.

• Conductores aéreos de 477 MCM

• Conductores aéreos de 268.8 MCM

• Conductores aéreos de 3/0 ACSR

• Conductores subterráneos de 250 XLPE Cu

• Conductores subterráneos de 50 mm2 Cu

1.2.2.2 Longitud.

La longitud que se tiene dentro de las líneas de transmisión no son mayores a

50 Km por lo que se la puede modelar como una línea corta anteriormente descrita,

pero para nuestro caso el análisis la vamos a tomar como una línea de longitud media

para una mayor precisión en los resultados tomando en cuenta que el análisis se lo va

a realizar en un software de computadora, los parámetros a obtener de la línea de

transmisión van a ser de resistencia, inductancia y suceptancia

1.2.2.3 Tipo de conductor.

Los conductores en las líneas de transmisión son del tipo multifilar y constan

de una serie de alambres conductores trenzados en forma helicoidal, este hecho que

sea trenzado y no conductor solido, es para agregar flexibilidad mecánica al

conductor, proveyendo propiedades de resistencia mecánica.

22

En general un conductor de n capas de alambres que posea un centro de conductor

único, puede ser determinado el número de alambres por medio de la siguiente

ecuación:

No alambres = 3n2-3n+1 Ec_1.5

Para un conductor multifilar, de conductor central único, posee una relación de

alambres según el número de capas será, 7, 19, 37, 61, 91,127….etc.

Los tipos de conductores utilizados en línea de tensión son:

AAC: Conductor de aluminio (All Aluminium Conductor ).- Estos son

conductores de aluminio estándar 1350, son clasificados en:

Clase AA. Para conductores usados en líneas

Clase A. como conductores a ser recubiertos por materiales resistentes a la humedad,

o para líneas de muy alta flexibilidad.

Clase B: para conductores ha de ser aislados con varios materiales y para

conductores indicados bajo la clase a donde la flexibilidad es requerida

Clase C: son empleados para aplicaciones donde una gran flexibilidad es requerida.

ACSR: Conductor de aluminio con aleación de acero (Aluminium Conductor

Steel Reinforced)

Este conductor es empleado en líneas de transmisión y sistemas de distribución

primaria, El ACSR ofrece el óptimo esfuerzo para el diseño de líneas.

El núcleo de acero es variable de acuerdo a los diseños de esfuerzo, sacrificando la

capacidad de corriente del conductor.

23

ACAR: Conductor de aluminio con refuerzo de Aleacion(Aluminium

Conductor Alloy Reinforced)

Es usado como conductor para sistemas de distribución primaria y secundaria,

poseen una buena relación de esfuerzo peso, y lo hace aplicable en aplicaciones

donde capacidad de corriente y esfuerzos son las consideraciones primarias en el

diseño de la línea.

El tipo de conductor que entrelaza todo el SEP es el tipo PARTRIDGE para

conductor de 266.8 MCM y el HAWK para el conductor de 477 MCM, los cuales

para realizar el cálculo tiene los siguientes parámetros técnicos.

Palabra clave área del aluminio tensado

diámetro (m)

Resistencia

RMG, Ds pies

CA,60 Hz 20 C 50 C Ω/km Ω/km

PARTRIDGE 266,8 26/7 0,016307 0,2145 0,2356 0,0088 HAWK 477 26/7 0,021793 0,12 0,1317 0,0086 Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores Fuente: Libro Análisis de sistema de Potencia, pág. 707 1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores

La resistencia es el efecto más importante en las perdidas de las líneas de

transmisión, es originado por la resistencia de los materiales conductores que

conforman la línea de transmisión. La resistencia eléctrica en los conductores

desencadena disipación térmica sobre los mismos como consecuencia del efecto

Joule, además de una caída de tensión.

En los sistemas de transmisión eléctrica, la resistencia se transforma en un factor a

erradicar y eliminar, debido a que la resistencia eléctrica se transforma en la causa

principal de pérdidas de la energía transmitida.

Para tratar de disminuir las perdidas por efecto Joule en la resistencia de los

conductores, se han elevado los niveles de tensión de transmisión, con el objetivo de

24

reducir apreciablemente la corriente que circula por la línea para un mismo valor de

potencia a transmitir.

La resistencia eléctrica se ve afectada por una serie de fenómenos que provocan la

distribución no uniforme de la corriente en el conductor. Existen dos tipos de

resistencias eléctricas

1.2.3.1 Resistencia de corriente continua

En el caso de la corriente continua se logra una distribución uniforme de la

corriente en la sección transversal de conductor, lo que permite la máxima

conducción a través del material.

La resistencia en corriente continua (Rdc) de un cuerpo puede ser estimada por la

ecuación: = Ec.1.1

L: Longitud

A: área de la sección transversal

Figura. 1.4 Resistencia en C.C

1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna

La resistencia de corriente alterna(Rca) se diferencia de la resistencia de

corriente continua (Rdc), en el hecho de que la primera considera la distribución no

uniforme de la corriente a lo largo de la sección transversal del conductor como

consecuencia de los fenómenos que se hacen presentes al trabajar con corriente

alterna.

25

El efecto piel o Skin Efect, indica que en los conductores con sección transversal

circular, aumenta la densidad de corriente del interior al exterior, sin embargo en

conductores de radio suficiente grande, se puede presentar densidades de corriente

oscilantes a lo largo del radio.

Figura 1.5 Efecto piel en conductores

Aunque existen métodos para calcular los valores de resistencia en Corriente Alterna

para los distintos tipos de conductores y materiales y su posible variación con la

temperatura, la mayoría de los fabricantes suministran junto a su producto una

cantidad de tablas donde se incluyen los posibles valores de resistencia en corriente

alterna para ciertas temperaturas.

En la tabla 1.3 se observa la resistencia de cada una de las líneas de transmisión que

conforman el SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) a analizar.

26

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN

SUBESTACIÓN Tensión Calibre de conductor

MCM [km]

PARAMETROS

salida

llegada KV R pu Ω/km Ω S/E 03 S/E 02 22 3/0 ACSR 3,149 0,276 0,424 1,334

S/E 03- S/E 02 22 250 XLPE Cu 3,07 0,126 0,198 0,608

S/E 04 S/E 01 22 266,8 ACSR - 3/0

AWG -250 XLPE Cu 3,577 0,164 0,221 0,792

S/E 06 S/E 01 22 266,8 ACSR - 250

XLPE Cu 2,214 0,098 0,215 0,476

S/E 04 S/E 06 22 266,8 ACSR - 3/0

AWG XLPE Cu 3,024 0,15 0,24 0,727

S/E 10 S/E 06 22 3/0 ACSR - 50 mm2 Cu 8,917 0,648 0,352 3,137

S/E 03 S/E 05 69 477 ACSR 8,934 0,026 0,132 1,246

S/E 04 S/E 05 69 266,8 MCM 10,276 0,055 0,257 2,636

S/E 04-P S/E 27 69 266,8 MCM 2,085 0,011 0,249 0,52

S/E 05 S/E 14 69 266,8 MCM 46,926 0,246 0,249 11,701

S/E 04 S/E 07 69 266,8 MCM 3,634 0,019 0,249 0,905

S/E 09 S/E 18 69 266,8 MCM 24,061 0,127 0,25 6,024

S/E 11 S/E 19 69 477 MCM 1,325 0,004 0,146 0,194

S/E 07 S/E 12 69 266,8 MCM 10,051 0,053 0,25 2,515

S/E 07 S/E 19 69 477 MCM 9,823 0,029 0,139 1,369

S/E 04 S/E 20 69 477 MCM 14,078 0,041 0,14 1,971

S/E 19 S/E 20 69 477 MCM 4,901 0,014 0,14 0,685

S/E Cuen S/E 03 69 477 MCM 3,428 0,009 0,126 0,434

S/E Cuen S/E 03 69 477 MCM 3,016 0,009 0,14 0,421

S/E Cuen S/E 07 69 477 MCM 5,288 0,016 0,141 0,746

S/E Cuen S/E 15 69 266,8 MCM 21,022 0,092 0,209 4,389

S/E 15 S/E 23 69 266,8 MCM 45,452 0,193 0,202 9,177

S/E 23 S/E 22 69 266,8 MCM 33,017 0,121 0,175 5,785

S/E 22 S/E 21 69 266,8 MCM 51,669 0,23 0,212 10,929

S/E 12 S/E 09 69 477 MCM 11,504 0,034 0,139 1,602 Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor. Fuente: EERCS 1.2.4 Inductancia.

La inductancia permite relacionar al campo magnético originado por la

corriente que transporta la línea de transmisión mediante un modelo eléctrico sencillo

que se lo denomina inductancia

27

Los conductores poseen inductancia debido a los flujos internos, la corriente

sinusoidal produce flujos que varían sinusoidalmente en fase con la corriente.

Además la inductancia se da debido al flujo externo de un conductor

Para determinar la inductancia de una línea simple de dos conductores cilíndricos

sólidos se suman la inductancia debido a los enlaces del flujo interno más la

inductancia debido a los enlaces de flujo externo.

Las tablas generalmente enlistan los valores de RMG para los conductores estándares

están disponibles y dan información necesaria para el cálculo de la reactancia

inductiva como también de la capacitancia en paralelo y de la resistencia

En general es más deseables la reactancia inductiva que la inductancia de un

conductor, Para el cálculo de una línea trifásico se debe tomar en cuenta el RMG

(radio medio geométrico) de las 3 líneas

En caso de una línea trifásico que sus distancia entre conductores no son con un

espaciamiento equilátero, para restablecer el balance en las tres fases intercambiando

la posición de los conductores en intervalos regulares a lo largo de la línea, de forma

tal que cada conductor ocupe la posición que tenia originalmente los otros a igual

distancia. A este intercambio se le denomina transposición.

Para obtener la impedancia de una línea trifásica aplicamos la siguiente expresión

= 2210 !"#$!"% Ω/( Ec. 1.1

Donde

f frecuencia

GMD Distancia media geométrica de las líneas

RMG Radio medio geométrico

Para determinar el GMD se toma las estructuras que encontramos dentro del anillo de

69 KV, la siguiente que analizaremos es la más común dentro del alimentador por lo

28

que vamos a calcular y tomar como referencia para el cálculo de la impedancia de la

línea de transmisión.

• ERH-2G

Figura 1.6 Estructura ERH-2G

LA DMG (distancia media geométrica) de un grupo de conductores se determina de

la siguiente manera

• )*+ = ,)-.)-)./ Ec. 1.2

)*+ = √4,609 ∗ 4,609 ∗ 6/ = 5,033

• = 4 ∗ ∗ ∗ 10 ∗ #"!$!"% 89

• = 0,4786 8<9 Conductor 477 MCM

• = 0,5002 8<9 Conductor 266,8 MCM

Con estos valores podemos determinar los valores de reactancia que según la

distancia de la estructura que se encuentra de cada una de las líneas del SEP como se

muestra la tabla 1.4:

29

Estructura XL Omhs/km

ERH-2G 0,4786 ESH-2G 0,441 SIG 0,4189 ERH-G 0,441 SU1G 0,3835 AU130G 0,4103 SIG 0,4103 RU1G 0,4103 AU1-90G 0,4103 AU1-60G 0,4103 A10-R 0,4189 ESH-G 0,441 A60-R 0,4189 TU1G 0,4103 RIG 0,4189 ARR 0,4103 Tabla 1.3 Reactancia según la configuración de la estructura de la línea de transmisión. Fuente: Autor.

Los fabricantes de conductores además especifican los datos técnicos de los

constructores, para el caso del RMG, como se especifico anteriormente en la

tabla.1.2

La EERCS además facilito los valores ya calculados en por unidad como en Ω/km de

las impedancias de la líneas de transmisión que se encuentran dentro del SEP. En la

tabla 1.5 se puede observar la informnacion.

30

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN

SUBESTACIÓN Tensió

n Calibre de conductor MCM

Long. [km]

Parámetros Salida llegada KV Xpu Ω/km Ω

S/E 03 S/E 02 22 3/0 ACSR 3,149 0,311 0,479 1,507

S/E 03- S/E 02 22 250 XLPE Cu 3,07 0,172 0,272 0,836

S/E 04 S/E 01 22 266,8 ACSR - 3/0

AWG - Cu 3,577 0,29 0,393 1,404

S/E 06 S/E 01 22 266,8 ACSR - 250

XLPE Cu 2,214 0,168 0,367 0,813

S/E 04 S/E 06 22 266,8m ACSR -

3/0 mCu 3,024 0,292 0,468 1,414

S/E 10 S/E 06 22 3/0 ACSR - 50

mm2 Cu 8,917 0,826 0,449 4,006

S/E 03 S/E 05 69 477 ACSR 8,934 0,083 0,434 3,879

S/E 04 S/E 05 69 266,8 MCM 10,276 0,1 0,454 4,663

S/E 04-P S/E 27 69 266,8 MCM 2,085 0,019 0,423 0,882

S/E 05 S/E 14 69 266,8 MCM 46,926 0,468 0,465 21,81

S/E 04 S/E 07 69 266,8 MCM 3,634 0,035 0,446 1,62

S/E 09 S/E 18 69 266,8 MCM 24,061 0,243 0,47 11,30

S/E 11 S/E 19 69 477 MCM 1,325 0,013 0,45 0,596

S/E 07 S/E 12 69 266,8 MCM 10,051 0,1 0,463 4,654

S/E 07 S/E 19 69 477 MCM 9,823 0,092 0,437 4,292

S/E 04 S/E 20 69 477 MCM 14,078 0,131 0,435 6,117

S/E 19 S/E 20 69 477 MCM 4,901 0,046 0,434 2,127

S/E Cuen. S/E 03 69 477 MCM 3,428 0,03 0,406 1,391

S/E Cuen. S/E 03 69 477 MCM 3,016 0,029 0,448 1,352

S/E Cuen. S/E 07 69 477 MCM 5,288 0,047 0,411 2,176

S/E Cuen. S/E 15 69 266,8 MCM 21,022 0,244 0,541 11,37

S/E 15 S/E 23 69 266,8 MCM 45,452 0,48 0,493 22,38

S/E 23 S/E 22 69 266,8 MCM 33,017 0,285 0,403 13,29

S/E 22 S/E 21 69 266,8 MCM 51,669 0,532 0,48 24,79

S/E 12 S/E 09 69 477 MCM 11,504 0,106 0,431 4,957 Figura. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión Fuente: EERCS

1.2.5 Capacitancia

La capacitancia se define como la carga sobre los conductores por unidad de

diferencia de potencial entre los mismos, la capacitancia es una propiedad eléctrica

que surge cuando cargas eléctricas de signos opuestos se encuentran separadas por

una distancia y poseen entre sí diferencial de potencial.

31

La capacitancia depende de los siguientes factores:

• Distancia entre conductores

• Dimensiones del conductor

• Dieléctrico entre los conductores

Además es importante conocer que el cable de guarda y la tierra influyen en

forma apreciable en la capacitancia de la línea de transmisión.

La capacitación de una línea de transmisión es el resultado de la diferencia de

potencial entre los conductores y origina que ellos se carguen de la misma forma que

las placas de un capacitor cuando hay una diferencia de potencial entre ella. La

capacitancia entre conductores paralelos es una constante que depende del tamaño y

el espaciamiento entre ellos. El efecto de la capacitancia puede ser pequeño y

muchas veces se desprecian en líneas de potencia que tienen memos de 80 km de

largo

Para determinar la capacitancia determinamos a partir de la siguiente fórmula:

= = >?∈ABCDEFDEG H/( Ec. 1.3

Para el cálculo de la reactancia capacitiva aplicamos la siguiente fórmula: = I>?J Ec. 1.4

DONDE:

f frecuencia

GMD Distancia media geométrica de las líneas

RMG Radio medio geométrico del conductor

1.2.6 Conductancia

32

La conductancia es el parámetro eléctrico de la línea de transmisión que toma

en cuenta la corriente de fuga a través de los aislantes y cables debido a la posible

ionización de los medios.

Las corrientes de fuga en la línea de transmisión aérea son muy pequeñas, por lo

general se desprecian, por ello se suele admitir que la conductancia es nula (G=0)

1.3 IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES.

1.3.1 Transformadores

Los transformadores son los enlaces entre las líneas de transmisión y los

generadores del sistema de potencia. Las líneas de transmisión del presente análisis

operan a una tensión de 69 KV de línea a línea, los generadores que se conectan al

SEP tenemos en un rango de 2,4 KV, 4,160 y 6,3 KV, Los generadores de la central

hidroeléctrica Ocaña operaran a una tensión de 13,0 KV. Además los

transformadores en las subestaciones sirven para bajar a tensiones que se usan los

transformadores de distribución que son a niveles de 22000 V y 6300 V.

Todos los transformadores de potencia que se encuentran conectados a al SEP,

producen pérdidas debido a la impedancia propia que tiene el transformados por lo

que es necesario determinar la misma para el modelado de los flujos de potencia.

1.3.2 Datos de placa de los transformadores.

Los datos de placa del transformador son de suma importancia, debido a que

con estos podemos determinar los valores de impedancia y las características de

tensión, voltaje para el análisis del SEP.

En el trabajo de campo se pudo obtener los parámetros de los transformadores, donde

se ha hecho distinción entre los transformadores pertenecientes a la empresa

Elecaustro de generación, y la empresa Eléctrica regional Centro Sur.

1.3.2.1 Transformadores pertenecientes a Elecaustro.

33

Entre las características que diferencia a los transformadores de la Elecaustro

tenemos las siguientes:

• Ninguno de ellos es de tres devanados

• No están conectados en paralelo pero las características son las mismas en el

caso de la central de Saymirín unidades 1y2, 3y4, en la central Saucay unidades 1 y

2, unidad 3 y unidad 4

• Solamente los transformadores de Saucay unidades 3 y 4 se conectan al entrar

en línea la unidad a la que está conectado, esto debido a que la sincronización se hace

con interruptores SF6 a 69 KV.

En la tabla 1.6 se detallan las características de los transformadores de las diferentes

centrales de ElecAustro.

TRANSFORMADORES DE LAS CENTRALES DE GENERACION PERTENECIENTES A ELECAUSTRO S.A.

CENTRAL P(MW) Corri. Corri. V. V.

Conexión %

Nom. Pri. Sec. Pri. Sec. Cto cto Sau 1-2 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,84 Sau-3 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,86 Sau-4 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,86 Say- 1 1,6 41,99 384,9 22 2,4 ∆ - Y 5,5 Say- 2 1,6 41,99 384,9 22 2,4 ∆ - Y 5,5 Say- 3 2,45 64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y 6,64 Say- 4 2,45 64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y 6,64 Say 5-6 10 83,67 2405,63 69 2,4 ∆ - Y 9 Descanso 20 167,35 1832,86 69 6,3 ∆ - Y 8 Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro Fuente: Elecaustro

1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS

1.3.2.2.1 Transformadores de dos devanados

Este tipo de transformadores de potencia normalmente la EERCS los tiene en

la parte del de los cantones Orientales de la región, y tiene 2 transformadores en la

Subestación #1

34

En la tabla 1.7 se puede observar las características de los transformadores de

dos devanados pertenecientes a la EERCS.

Ubicación TENSION (KV) Rs Xs Zs CAPACIDAD

CONEXIÓN Primario Secundario % % % (MVA) S/E #01 22 6,3 0,4 5,9 5,923 5 Dyn11 S/E #01 22 6,3 0,4 5,8 5,843 5 Dyn11 S/E #23 69 13,8 0,51 7 6,998 2,5 Dyn11 S/E #22 69 13,8 0,51 6,8 6,859 2,5 Dyn11 S/E #21 69 13,8 0,1 6,5 6,5 5 Dyn11

Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS Fuente: EERCS

1.3.2.2.2 Transformadores de tres devanados

Los transformadores de 3 devanados pueden tener diferentes capacidades, la

impedancia de este tipo de transformadores se puede dar en por ciento o por unidad

sobre sus capacidades por lo que se debe expresar los valores en por unidad sobre

una misma base.

Algunas de las aplicaciones de los transformadores de 3 devanados tenemos los

siguientes.

• Los terceros armónicos nocivos que se presentan en los voltajes respecto al

neutro en un transformador trifásico conectado en Y-Y se elimina introduciendo un

tercer devanado en cada fase y conectándolo en ∆, los cuales podría suministrar

energía a una carga local, tal como condensadores síncronos utilizados para regular

el factor de potencia y por tanto, la magnitud del voltaje.

• Cuando se subdivide la carga de un sistema de distribución grande en dos

partes, cada una es alimentada por un grupo independiente de devanados, se puede

reducir la corrientes de cortocircuito diseñando cada devanado como una reactancia

de fuga mayor, lo cual disminuye el tamaño y por tanto el costo de los interruptores

de potencia.

35

TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS

Ubicación

Tensión (kV) IMPEDANCIAS

Conexión TAP

Potencia. (MVA)

P S t P-S % Ω

P-T %Ω

S-T %Ω PRIM SEC TERC

S/E #02 23 6,3 2,87 5,90% 17,52% 4,14% YN0yn0d1 0,95 6 6 2

S/E #02 23 6,3 2,87 5,90% 17,52% 4,14% YN0yn0d1 0,95 6 6 2

S/E #03 69 22 4,2 9,00% 8,84% 3,52% YN0yn0d1 0,975 16 16 5,3

S/E #03 69 22 4,2 8,69% 4,84% 1,62% YN0yn0d1 0,975 10 10 3,3

S/E #04 69 22 6,3 8,10% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 0,975 24 24 8

S/E #04 69 22 6,3 9,45% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 0,975 12,5 12,5 4

S/E #05 69 22 2,39 8,20% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 0,975 24 24 8

S/E #05 69 22 2,39 8,91% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 0,975 10 10 3,3

S/E #07 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 1 10 10 3,3

S/E #09 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 1 10 10 3,3

S/E #12 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 1 10 10 3,3

S/E #12 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 1 10 10 3,3

S/E #14 69 22 4,28 9,00% 3,94% 1,44% YN0yn0d5 1 10 10 3,3

S/E #15 69 22 2,39 8,90% 3,75% 1,44% YN0yn0d5 0,975 12,5 12,5 3,3

S/E #18 69 22 2,4 9,00% 3,94% 1,44% YN0yn0d5 1 10 10 3,3 Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS Fuente: EERCS

1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores

La impedancia del transformador se va a determinar a partir de los datos de

placa del mismo, en donde se especifica los valores por ciento de la tensión de

cortocircuito

1.3.3.1 Prueba de cortocircuito

La prueba de cortocircuito que se le realiza a los transformadores en la fábrica

y es el valor que viene marcado en su placa consiste cortocircuitar el lado de baja

tensión, y en el lado de alta tensión suministrarle una tensión variable que comienza

en cero para subirla gradualmente hasta llegar a la corriente nominal en el lado donde

esta cortocircuitado la línea, entonces ese nivel de tensión que se obtiene se lo pone

en por ciento respecto a la tensión nominal del transformador.

36

Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito

1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES.

1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo.

Se llaman nodos a las uniones formadas cuando uno a mas elementos de un

circuito se conectan a sus terminales, la formulación sistemática de ecuaciones,

determinada en los nodos de un circuito al aplicar la ley de corrientes de Kirchoff, es

la base de algunos sistemas computacionales de los problemas de flujos de potencia.

Para poder observar la realización de la formación de las ecuaciones de nodo se va

emplear la Figura. 1.8 donde se notan los nodos encerrados dentro de un circulo y

las fuentes de corrientes están conectados a los nodos 3 y 4 y los demás elementos se

representan como admitancias Y = 1/Z.

La notación de un subíndice es estilizada para designar el voltaje de cada nodo con

respecto al nodo de referencia (0)

37

Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo

Ahora vamos a determinar la ecuación de nodos con la ley de corrientes de kirchoff KLI − LNOPQ + KLI − L>OP + KLI − LSO = 0 Ec_ 1.6

Arreglamos La ecuación de la siguiente manera: LITP + P + PJU − L>P − LNP − LSPJ = 0 Ec_ 1.7

Observando detenidamente la Ec_ 1.6 observamos una manera rápida de plantear

donde las admitancias denominadas propias llegan al nodo planteado (1) todas con el

signo positivo, y las admitancias impropias son la resta de los diferentes nodos, de

tal manera que podemos plantear una matriz de ecuaciones que nos queda como el de

la figura 1.14

VYII YI> YIN YISY>I Y>> Y>N Y>SYNI YN> YNN YNSYSI YS> YSN YSSX VVIV>VNVS

X = VIII>INISX

Ec. 1.8 Planteamiento de la Matriz de ecuaciones

1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE

CARGA.

La base de datos de DIgSILENT tiene representadas a cada una de las barras

y líneas del sistema eléctrico donde tiene jurisdicción la EERCS, la cual involucra

38

tres provincias, Azuay, parte de Cañar y Morona Santiago, además el Sistema se

encuentra dividido por Subestaciones y cada subestación contiene diferente cantidad

de alimentadores o en su defecto Alternadores,

En el anexo 1, se puede observar el diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la

EERCS, incluido los generadores de Elecaustro.

En la tabla 1.9 podemos ver cada Subestación con sus alimentadores, que pertenecen

a la EERCS y la tabla 1.10 las subestaciones de Elecaustro con sus respectivos

generadores.

SUBESTACION Alimentador SUBESTACION Alimentador

S/E 05 ARENAL

Alim 0521

S/E 04 P.INDUSTRIAL

Alim 0421 Alim 0522 Alim 0422 Alim 0523 Alim 0423 Alim 0524 Alim 0424 Alim 0525 Alim 0425 Alim 0526 Alim 0426

S/E2 CENTENARIO

Alim 0201

S/E 3 MONAY

Alim 0321 Alim 0202 Alim 0322 Alim 0203 Alim 0323 Alim 0204 Alim 0324 Alim 0205 Alim 0325

S/E 1 L.CORDERO

Alim 0101

S/E 18 CAÑAR

Alim 1821 Alim 0102 Alim 1822 Alim 0103 Alim 1823 Alim 0104 Alim 1824

S/E7 RICAURTE Alim 0721

S/E TURI Alim 0821

Alim 0722 Alim 0822 Alim 0723 Alim 0823

S/E 12 EL DESCANSO

Alim 1221 S/E 14 LENTAG

Alim 1421 Alim 1222 Alim 1422 Alim 1223 Alim 1423

S/E 9 HUABLICAY Alim 0921

Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS.

Fuente: EERCS

39

SUBESTACION Generador SUBESTACION Generador

S/E 10

Say-U1

S/E OCAÑA

Ocaña_1 Say-U2 Ocaña_2 Say-U3 Say-U4 Say-U5 Say-U6

S/E 12

Desc-U1

S/E 20

Sau-U1 Desc-U2 Sau-U2 Desc-U3 Sau-U3 Desc-U4 Sau-U4

Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes. Fuente: Elecaustro. 1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL

SISTEMA

1.6.1 Sistemas por unidad

Para realizar el estudio de los flujos de potencia se lo va a realizar para mayor

comodidad y por ser más simples y mas informativos en valores por unidad, A nivel

de transmisión de energía se utiliza los niveles de kilovoltios y Megavars debido a

que se transmite una gran cantidad de potencia, sin embargo estas cantidades al igual

que los Amperios y los ohms se expresan frecuentemente en valores por unidad

desde un valor base o de referencia especificado para cada uno.

El valor en por unidad de cualquier cantidad se define como la relación de la

cantidad a su base y se expresa como un decimal. Los métodos de cálculo en por

unidad son más simples y mas informativos que los voltios, los amperios y los ohm

reales.

El voltaje, la corriente, los kilovoltoampers y la impedancia esta relacionados

de tal manera que la selección de los valores base para cualquiera dos de ellos

determinan la base de las dos restantes, la impedancia base es aquella que tiene una

caída de voltaje igual a la del voltaje base, cuando la corriente fluye a través de ella

40

es igual a la del valor base de corriente. Para sistemas monofásicos o trifásicos la

corriente se refiere a la corriente de línea, el voltaje se refiere al neutro y los

kilovoltoampers se refieren a los kilovoltoampers por fase.

Las siguientes formulas relacionan las diferentes cantidades

[ = <\]^.-_`abcd-e` .-_`,<\fg Ec_ 1.9

h(i [, Ω = \bcd-e` .-_` \fgQbjjk`ld` .-_`, Ec_ 1.10

h(i [, Ω = \bcd-e` .-_`<\fgmnIooo<\]^p-_` Ec_ 1.11

h(i i ( = k9q`-lk- j`-c,Ωk9q`-lk- .-_`,Ω Ec_ 1.12

Los circuitos trifásicos equilibrados se los resuelve como si fuera una línea con un

neutro de regreso, las bases para las diferentes cantidades en los diagramas de

impedancias son los kilovoltoamper por fase y los kilovolts de línea a neutro.

1.6.2 Valores base de las impedancias

1.6.2.1 Potencia

Los valores de potencia de los generadores que inyecta potencia al sistema, como la

potencia de consumo de los alimentadores vamos a poner en por unidad utilizando la

base de 100 MVA

1.6.2.2 Impedancia

Determinación de los valores por unidad del sep a analizar. Para el sistema que

estamos analizando en nuestro proyecto, ponemos como valores base los siguientes

valores:

41

ZrLpst = 69 *Lupst=100

De donde obtenemos

vpst = wxmIoo = 47,61 Ω

Para obtener el valor por unidad de la impedancia se lo realizara con la siguiente

fórmula:

vqy = z|~z~ Ec_ 1.13

Para el caso de los transformadores debemos tener en cuenta que los valores de

cortocircuito que vienen en la placa del transformador son valores que se tienen pero

como base la potencia y voltaje de placa del generador por lo que se debería cambiar

de base a los valores planteados anteriormente para todo el SEP

1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad

Las ventajas del cálculo por unidad se pueden resumir en:

1. Los fabricantes especifican, normalmente la impedancia de un elemento de

un aparato en por ciento o por unidad de los valores nominales que figuran en

su placa de características.

2. Las impedancias por unidad de máquinas del mismo tipo, con valores

nominales dentro de un amplio margen, están contenidas en un estrecho

intervalo, aunque los valores óhmicos difieran materialmente para máquinas

de distintos valores nominales.

3. La impedancia por unidad, una vez expresada en la base adecuada, es la

misma referida a los dos lados del transformador.

42

4. La forma en que los transformadores se conectan en los sistemas trifásicos no

afecta a las impedancias por unidad del circuito equivalente, aunque la

conexión determina la relación entre las tensiones base de los dos lados del

transformador.

43

CAPITULO II

SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA A TRAVÉS DE DIGISILENT

2.1 PLANTEAMIENTO DE LAS ECUACIONES DE FLUJO DE

POTENCIA

2.1.1 Los flujos de potencia

Para resolver el problema de los flujos de potencia se puede usar las

admitancias propias y mutuas que componen la matriz de admitancias de barra Y barra

el punto de partida de la obtención de los datos que deberán ser introducidos en la

computadora es el diagrama unifilar del sistema. Las líneas de transmisión se

representan por su equivalente monofásico π como el que se mostro en la Figura. 2

Los términos de impedancia y suceptancia de la línea, son necesarios para que la

computadora pueda plantear el modelo de matriz de de barra NxN admitancias de la

que un típico elemento Yij tiene la siguiente forma

Pke = Pke∡ke = Pke cos ke + Pkeke=+ke + ke

Ec_2.1

Otra información esencial incluye los valores nominales de los transformadores y sus

impedancias, la capacidad de los capacitores en derivación y la toma de los

transformadores que pueden ser usadas, además se deben dar un voltaje de barra que

va a ser el punto de partida para relacionar los restantes voltajes que generalmente es

1 ∡0 p.u

El voltaje de una barra típica i del sistema está dado por:

Lk = |Lk|∡k = LkKcos k + kO

Ec_ 2.2

44

La corriente total que se inyecta en la red a través de la barra i en términos de las

admitancias Ybarra esta dado por la sumatoria siguiente:

hk = PkILI + Pk>L> + … … . PkL = ∑ PkLllI

Ec_ 2.3

Las potencias real y reactiva totales que ingresan en la red a través de la barra i, el

complejo conjugado de la potencia que se inyecta a la barra es:

k − k = L∗ ∑ PkLlI

Ec_ 2.4

Sustituyendo las ecuaciones y tomar la parte real y la parte imaginaria obtenemos:

k = ∑ |PklLkLl|lI Kkl + l − kO

Ec_2.5

k = − ∑ |PklLkLl|lI Kkl + l − kO Ec_2.6

Las potencias Pi y Qi constituyen la forma polar de las ecuaciones de flujo de

potencia, son las potencias que entran a la red a través de una barra i. Siendo Pgi la

potencia programada que está generando la barra i y Pdi la potencia programada que

demanda esta carga en esta barra.

Por lo que Pi,prog.= Pgi – Pdi dará la potencia programa total que está siendo inyectada

en la red a través de la barra i, se determina el valor calculado de Pi como Picalc y se

llega a la definición de error que esta dado por:

∆k = k,qjb. − k,-c = Tk − kU − k,-c

Ec_2.7

45

De igual manera la potencia reactiva ∆k = k,qjb. − k,-c = Tk − kU − k,-c

Ec_ 2.8

Los errores ocurren durante el desarrollo de la solución de un problema de flujos de

potencia, cuando los valores calculados de Pi y Qi no coinciden con los valores

programados

Cuando los errores son cero y se igualan las Pi,calc y Qcalc con Pi,prog y Qiprog se tiene

la siguiente ecuación de balance

= k − k,qjb = k − Tk − kU = 0

Ec_ 2.9

= k − k,qjb = k − Tk − kU = 0

Ec_ 2.10

En donde si la barra i no tiene generación o carga los términos correspondientes son

iguales a cero en las ecuaciones anteriores.

Cada barra en la red tiene 2 de estas ecuaciones y el problema de flujos de potencia

consiste en resolver las ecuaciones 2.7 y 2.8 para valores de voltajes de barra

desconocidos que originen que las ecuaciones 2.9 y 2.10 se satisfagan

numéricamente en cada barra. Si no hay un valor programado Pi,prog para la barra i,

entonces se puede definir el error ∆Pi = kqjb − k,-c.y no hay requisito que

satisfaga la ecuación 2.10 correspondiente en el desarrollo del proceso de la solución

del problema de flujos de potencia. De igual manera para las potencias reactivas.

Las cantidades potencialmente desconocidas que se pueden dar en una barra i son las

siguientes: Pi, Qi, el ángulo de voltaje δi y la magnitud del voltaje V i

46

En cada barra se especifican dos de las cuatro incógnitas y se calculan las dos

restantes. Las cantidades se especifican en función de qué tipo de barra sea, las

cuales se clasifican en:

1. Barra de carga. Se conoce solamente la carga Pdi y Qdi y los valores

desconocidos son δi y V i

2. Barra de voltaje controlado. Se conoce V i y la generación Pgi

3. Barra de compensación. Se conoce δi =0 y V i

En la barra de compensación no se programa la potencia que se genera debido a que

se es desconocida las pérdidas en las líneas (PL), donde tenemos la siguiente

igualdad:

= k

kI = k − k

kI

kI

Ec_ 2.11

Las corrientes en las diferentes líneas de transmisión de la red no se pueden calcular

hasta después que se conocen las magnitudes y ángulo de voltaje en cada barra del

sistema, por lo que PL es desconocido que representa las perdidas I2R en la línea de

transmisión y transformadores de la red.

Al formular los problemas de flujos de potencia, se selecciona una barra, la barra de

compensación, en la que Pg no está programada o especificada previamente. La

diferencia (compensación) entre P total especificada que va hacia el interior total del

sistema por las otras barras y la salida total de P, mas las perdidas I2R, se asignan a la

barra de compensación después de que se ha resuelto el problema de flujos de

potencia.

La diferencia entre los Megavars totales suministrados por los generadores de las

barras y los Megavars recibidos por las cargas esta dado por:

47

k

kI = k − k

kI

kI

Ecuación 2.12

Las magnitudes y ángulos de voltaje que nos se programan en los datos de

entrada del estudio de los flujos de potencia se las llama variables de estado o

variables dependientes, porque sus valores dependen de las cantidades especificadas

en todas las barras. Por tanto el problema de los flujos de potencia consiste en

determinar los valores para todas las variables de estado, resolviendo un número

igual de ecuaciones de flujos de potencia que se basa en las especificaciones en de

los datos de entrada. Los diferentes tipos de barra en lo que se refiere a cantidades

podemos ver en el siguiente cuadro.

tipo de barra No de cantidades

No de ecuaciones

No de variables

barra Especificadas disponible de estado compensación i=1 1 V, ángulo 0 0 voltaje controlado i=2,…Ng+1 Ng Pi, V Ng Ng

carga i=Ng+2,…,N N-Ng-1 Pi, Qi 2(N-Ng-1) 2(N-Ng-1)

Tabla 2.1 Tipos de barra indicando el numero de ecuaciones Fuente: Libro Análisis de sistemas de Potencia, pag.314

Una vez que se han calculado las variables de estado, se conoce el estado completo

del sistema y todas las cantidades que dependen de las variables de estado se pueden

calcular.

Las cantidades como P y Q en la barra de compensación, Qi en la barra de voltaje

controlado y las pérdidas de potencia PL del sistema, son ejemplos de funciones

dependientes.

2.2 MÉTODOS DE RESOLUCIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA

2.2.1 Método Gauss-Seidel

48

Las soluciones digitales de los flujos de potencia se las realiza con un proceso

iterativo asignando valores estimados de voltajes a los voltajes de barra

desconocidos y calcular nuevos valores para cada voltaje de barra, a partir de los

estimados en las otras barras y de la potencia real y reactiva que se especifican.

De esta manera se obtiene un nuevo conjunto de valores para voltaje en cada barra,

que luego se usara para calcular otro conjunto de voltajes de barra. A cada vez que se

realiza un cálculo de voltajes de barras se lo llama iteración la cual se repite hasta

que los cambios en cada barra son menores que un valor mínimo especificado.

La ecuación general para el voltaje calculado en cualquier barra i de un sistema de N

barras, donde se programan P y Q, es

LkKO = 1Pkk k,qjb − k,qjbLkKIO − PkeLekIeI − PkeLeKIO

ekI

Ec_.2.13

Donde

K número de iteraciones que se está calculando el voltaje,

k-1 numero de iteración que le precede

ij posiciones que adoptan en la matriz de admitancias formado

La ecuación 2.13 solamente se aplica a las barras de carga donde se especifican las

potencias real y reactiva, se debería una etapa adicional en el caso de las barras de

voltaje controlado donde la magnitud del voltaje se mantiene constante.

Cuando una barra i se especifica la magnitud del voltaje en lugar de la potencia

reactiva, las componentes real e imaginaria del voltaje para cada iteración se

encuentran calculando previamente un valor para la potencia reactiva

k = −h(Lk ∑ PkeLeeI Ec_ 2.14

kKO = −h( LkKIO∗ ∑ PkeLeKOkIeI + ∑ PkeLeKIOeI ¡¢ Ec_ 2.15

49

La potencia reactiva kKO se evalúa para los mejores valores previos de voltaje en las

barras, y este valor se sustituye en la ecuación 2.13 para encontrar el nuevo valor de

V ik entonces los componentes de la nueva Vi

k se multiplica por la relación de la

magnitud constante especificada, V i con la magnitud de Vik encontrada. El

resultado a obtener es el voltaje complejo corregido de la magnitud especificada

2.2.2 Método Newton Raphson

Este método está basado en la expansión de la serie de Taylor para una función de

dos o más variables. La solución de flujos de potencia por el método Newton

Rapshon se debe expresar los voltajes de la barra y las admitancias de línea en forma

polar, las ecuaciones

k = |PklLkLl|lI Kkl + l − kO

Ecuación. 2.16

k = − |PklLkLl|lI Kkl + l − kO

Ec_ 2.17

Las ecuaciones se pueden derivar fácilmente con respecto a los ángulos y a las

magnitudes de voltaje.

Características del método:

1. Velocidad de convergencia ‘cuadrática’ (el número de cifras significativas se

duplica luego de cada iteración)

2. Confiable, no sensible a la elección de la barra flotante.

3. Solución precisa obtenida luego de 4-6 iteraciones.

4. J debe ser re-calculada e invertida luego de cada iteración. (J es una matriz

esparsa, tiene estructura simétrica, pero los valores no son simétricos)

50

5. Un sistema de ecuaciones lineales que se presentan para resolver un sistema

no lineal de flujo de potencia tenemos:

Al tener un grupo de ecuaciones de la siguiente forma:

Ec_. 2.18

Donde f1,f2, fn son funciones dadas y x1, x2, xn son incógnitas a despejar

Ec_. 2.19

Entonces haciendo una aproximación lineal por Taylor obtenemos:

Ec_ 2.20

Entonces para poder desarrollar por iteraciones se tiene que tener una estimación

inicial de la solución x=xr y evaluar en el valor estimado, como sigue.

51

Ec_ 2.21

Por lo que para la estimación de error tenemos la siguiente igualdad:

Ec_ 2.22

Entonces separando por matrices tenemos las siguientes

Matriz jacobina

Ecuación. 2.23

Y un vector de apartamiento.

Ec_ 2.24

Teniendo como estimación lineal de error

52

Ec_2.25

Por tanto la estimación lineal del error en el método Newton Rapson tenemos que es

casi igual a la siguiente expresión.

Ec_2.26

Y luego de para las siguientes iteraciones se parte del error estimado ultimo que

seguirá mejorando el valor y cada vez será el error

Ec_2.27

Para aplicar al flujo de potencia se debe tomar en cuenta al momento de elegir las

variables de estado

• Para barras PQ, elegir la magnitud del voltaje de barra y su ángulo de fase

asociado.

• Para barras PV, elegir el ángulo de fase (la magnitud del voltaje es fija)

• Para barra flotante (referencia), tanto magnitud de voltaje como ángulo de

fase son cantidades especificadas.

53

Ec_ 2.28

Cuando se escriben las ecuaciones de flujo de carga para un sistema de coordenadas

polares estas pueden ser

Ec_2.29

En las barras de carga (P-Q), se encuentran especificadas las potencias activas y

reactivas inyectadas a la barra

(PK, Qk), cumpliéndose que:

Ec_2.30

Para el caso de los sistemas de potencia el vector x se transforma en:

54

Resultando

Ec_ 2.31

Donde

55

Ec_2.32

Teniendo como resultado

Ec_ 2.33

56

Ec_ 2.34

2.3 SOFTWARE A UTILIZARSE

2.3.1 Introducción.

El desarrollo del programa de análisis DIgSILENT (DIgital SImuLator for

Electrical NeTwork) comenzó en 1976, utilizando el talento de varios ingenieros de

sistemas eléctricos de potencia y desarrolladores de software. Desde el nacimiento de

DIgSILENT, el programa ha crecido incorporando varias características de análisis

que se requieren para planear, operar y mantener cualquier sistema eléctrico.

57

El programa DIgSILENT es una herramienta integrada de análisis de sistemas

eléctricos que combina confiabilidad y flexibilidad en el modelado de elementos, con

el estado del arte en los algoritmos de solución en conjunto con un concepto único de

manejo de base de datos.

DIgSILENT incorpora una lista de funciones de Simulación que incluye:

• Flujos de carga y Análisis de fallas de una red con una representación

completa en corriente alterna (CA) y corriente continua (CC).

• Optimización de redes de distribución,

• Dimensionamiento de cables según normas IEC,

• Simulación Dinámica,

• Simulación electromagnética (EMT),

• Análisis del comportamiento de protecciones,

• Análisis armónico,

• Análisis de confiabilidad,

• Análisis de estabilidad de voltaje,

• Análisis de contingencias,

• Modelado de dispositivos de electrónica de potencia,

• Interfaz para SCADA/GIS/NIS,

• Herramientas avanzadas: Flujos óptimos de potencia.

2.3.2 Manejo de datos

DIgSILENT PowerFactory tiene un almacenaje de los datos del sistema,

definición de variables de casos de estudio, datos de casos y parámetros de

simulaciones. En lugar de dejar al usuario para editar, organizar y mantener cientos

de archivos que puedan mantener demasiada información que resulta redundante.

DIgSILENT tiene un poderoso administrador de datos que sirve como una ventana

en donde se maneja la base de datos.

• Estructura inteligente de datos

58

• Librerías

• manejo de variantes de casos de estudio

• manejo de casos de estudio

• editor grafico

Librerías

El usuario es libre de definir y organizar su propia librería para cualquier tipo

de datos, definición de salida, formas, modelos escritos por el usuario, secuencia de

fallas, etc.

Se les da especial importancia a los tipos de equipo, tal como transformadores,

cables, generadores, motores, conductores, configuración de torres, controles, relés y

cualquier tipo de objetos soportados por DIgSILENT.

Con DIgSILENT es posible tener librerías globales y librerías de usuario con acceso

restringido y derechos de modificación. Las librerías pueden ser importadas y

exportadas hacia muchos otros programas como Excel.

2.4 APLICACIÓN DETALLADA DEL PROGRAMA DE

SIMULACIÓN

2.4.1 Editor Grafico

DIgSILENT brinda un ambiente gráfico totalmente integrado, el cual permite

al usuario tener las siguientes facilidades:

• Dibujar y modificar redes eléctricas representadas mediante diagramas

unifilares clásicos, configuraciones de subestaciones permitiendo vistas

multi-capas, las cuales permiten visualizar y operar varias ventanas con

diferentes redes y capas simultáneamente,.

59

• Utilizar una extensa librería de iconos de los elementos de un sistema (barras,

cargas, generadores, etc.), con los cuales es posible dibujar un sistema

eléctrico con solo tomar y arrastrar los iconos desde este menú, Dibujar y

definir diagramas de subestaciones a detalle, tales como: Subestaciones de 1,

2, y 3, barras con o sin barra de transferencia, barras en forma de U,

esquemas de interruptor y medio, etc.,

• Mediante la representación de colores, es posible definir diferentes

representaciones para niveles de voltaje, diferentes áreas, bandas operativas

de voltajes y sobrecargas, así como cualquier criterio operativo definido por

el usuario, ver figura 2.1.

• Es posible actualizar, ajustar y comparar diagramas unifilares y definición de

casos, garantizando consistencia en las versiones graficas,.

• Se puede definir interruptores y seccionadores múltiples o sencillos en las

subestaciones.

• Despliega resultados inmediatamente después de los cálculos directamente en

el diagrama unifilar. Todas las variables y señales calculadas, pueden ser

desplegadas de acuerdo las necesidades del usuario, y

• Acceso a la edición de cada uno de los elementos desde el diagrama unifilar

mediante “doble clic”.

60

Figura. 2.1 Ventana grafica del DIgSILENT

2.4.2 Como cargar una base de datos en DIgSILENT

Al ejecutar DIgSILENT, el primer paso es el registro (ver Gráfico 2.2), en la

cual se ingresa el nombre y contraseña de usuario para de este modo acceder a una

cuenta específica, en el caso de ser la primera vez en utilizar el programa únicamente

se coloca el nombre de usuario y este crea automáticamente una cuenta.

Figura. 2.2 Cargar usuario y contraseña en el DIgSILENT

Para asegurar que los casos de estudio se simulen con todas las opciones que posee el

programa, se debe primero hacer que el programa habilite todas las opciones, esto se

logra en primera instancia cerrando todas las ventanas activas del programa

DIgSILENT y luego se procede a ejecutar nuevamente el programa DIgSILENT para

de este modo ingresar en la cuenta del administrador y así escoger las opciones

necesarias. Para ingresar en la cuenta del administrador (Figura. 2.3)

61

Figura 2.3 Administrador de datos del Digisilent

Una vez abierta la ventana del administrador de datos, se busca la cuenta de usuario

creada (en nuestro caso de estudio es TESIS) y se procede con la siguiente

descripción, ver Gráfico 2.4

• “clic derecho” En TESIS

• Seleccionar la opción “editar”.

De este modo se tiene una ventana en la cual se puede elegir, por un lado, a las

opciones generales y por otro a las licencias del usuario necesarias para una correcta

simulación de los casos de estudio, ver figura 2.4

62

Figura. 2.4 Pantalla de opciones de modelado del DIgSILENT

Después de escoger las licencias necesarias para realizar una correcta simulación de

eventos se debe cerrar la sesión del administrador.

Posteriormente se ejecuta nuevamente el programa DIgSILENT con la cuenta de

usuario deseada (en nuestro caso TESIS) y se procede con la importación de las

bases de datos, correspondientes a los siguientes ítems:

• CSur_2010(1)

Para la importación de datos, ver Gráfico 2.5, se sigue la secuencia mostrada a

continuación:

Menú “Archivo”,

Opción “Importar”, y

Opción “Datos (*.dz)”.

63

Figura 2.5 Importación de datos en el DIgSILENT

De esta manera se importa cualquier tipo de archivos compatibles con el programa

DIgSILENT Power Factory, adicionalmente se considera conveniente mostrar el

procedimiento a seguir para exportar datos, este método es equivalente a lo que en un

sin fin de programas se conoce como la opción “guardar archivos”.

Para la exportación de datos, ver Gráfico 2.6, se sigue la secuencia mostrada a

Continuación:

Menú “Archivo”,

Opción “Exportar”, y

Opción “Datos (*.dz)”.

64

Figura 2.6 Exportación de datos en el DIgSILENT

2.4.3 Flujos de carga

Después de iniciar una sesión de usuario definida, lo primero que se debe

hacer, antes de calcular flujos de carga, es activar cualquiera de los escenarios

planteados, bien sea el seco o el lluvioso pero siempre uno a la vez, como se muestra

en el Gráfico 2.7

65

Figura. 2.7 Pantalla de escenarios planteados para el análisis en DIgSILENT

El siguiente punto a tratar es el referente al cálculo de flujos de carga, ya que

una vez cargadas las bases de datos en el DIgSILENT, el usuario no se asegura que

todos los detalles requeridos para una correcta simulación de los casos de estudio

(convergencia de flujos) se hayan cargado satisfactoriamente.

Por tal motivo se debe comparar, verificar y validar los datos

correspondientes a los parámetros eléctricos tanto de generación como de carga

presentes en cada uno de los elementos del sistema eléctrico de la EERCS para de

este modo realizar simulaciones sujetas a condiciones reales.

Para esto, se ejecuta el icono “Calcular Flujo de Carga”. Las opciones que aparecen

en la ventana de diálogo, ver Gráfico 2.8, permiten correr el flujo de carga

balanceado o des-balanceado con las siguientes consideraciones:

• Ajuste Automático de Taps de Transformador.- Mueve los taps buscando

un voltaje objetivo en la barra indicada. Requiere que previamente se

haya habilitado esta opción en los transformadores,

66

• Considerar límites de potencia reactiva.- Ajusta automáticamente el

voltaje de las plantas que exceden su límite de reactivos para que queden

dentro de él,

• Flujo de carga con convergencia automática.- Ejecuta flujos de carga

sucesivos hasta encontrar convergencia, variando en cada etapa el nivel

de dependencia de las cargas con el voltaje,

• Flujo de carga con el valor de la carga dependiente del voltaje en la

barra.- Ejecuta el flujo de carga considerando la dependencia de la carga

con el voltaje, de acuerdo con los coeficientes especificados en el tipo de

carga,

• Flujo de carga con verificación de voltajes y sobrecargas.- Reporta la

lista de elementos que están operando fuera de ciertos límites que se

deben definir en la carpeta “verificación/ fuera de la simulación”.

Para realizar la simulación se da clic en el icono y se va a la ventana del grafico

(Figura 2.8), donde se puede escoger:

El método de simulación, el cual se toma el newton Raphson clásico

si es un flujo de carga balanceado

El numero de iteraciones máximas para converger

67

Figura. 2.8 Ventana de simulación de flujos de potencia en DIgSILENT

Al ejecutar corre la simulación de flujo de potencia, obteniendo los resultados en el

editor de grafico directamente, se puede observar los siguientes datos

En la barra se tiene volteje en KV, voltaje en P.U, y ángulo del voltaje

En los generadores se tiene potencia activa, potencia reactiva y porcentaje de

carga

En los transformadores se tiene potencia activa, potencia reactiva y porcentaje

de carga

En las líneas se tiene potencia activa y reactiva que corre por la línea, y

porcentaje de carga admisible en la línea

En las cargas potencia activa y reactiva de consumo

68

Figura. 2.9 Modo de presentación grafica de resultados de una simulación En la ventana del DIgSILENT.

2.4.4 Espacio de trabajo

la barra de herramientas presenta ciertos iconos que sirven para dar mayor

agilidad a las opciones que de aquí en adelante vamos a utilizar, ya sea para

converger flujos de potencia, aumentar o disminuir, crear nuevas ventanas para

gráficos, cambiar del caso de estudio actual, etc.

En el Gráfico 2.10 se puede apreciar la descripción de cada uno de los iconos que en

el DIgSILENT ayudan a agilitar el trabajado.

69

Figura. 2.10 Utilidad de cada uno de los iconos de la barra de herramientas del DIgSILENT

70

El DIgSILENT es una herramienta con muchas características que solamente no

sirve como aplicación de flujos de potencia sino muchas aplicaciones más, es por lo

que tiene así mismo una barra de herramientas muy extensa para otras aplicaciones

anteriormente descritas.

2.5 DATOS DE ENTRADA Y SALIDA

2.5.1 Datos de entrada en DIgSILENT

2.5.1.1 Ingreso de datos de generación

En el DIgSILENT tiene un editor grafico que se puede dando doble clic en

cada elemento que conforman el SEP a estudiar por ejemplo, transformadores,

generadores, líneas de transmisión, etc., y al dar doble clic se ingresa los valores que

se tiene previsto de la investigación realizada como datos de ingreso.

Para ingresar datos en un generador se tiene el siguiente grafico

Figura. 2.11 Acceso a un generado en la ventana grafica del DIgSILENT

Al dar doble clic automáticamente aparece la ventana donde se configura las

características y valores del generador, se tiene una ventana como la de la figura 2.12

71

Figura. 2.12 Configuración de datos básicos en un generador en el DIgSILENT

En esta podemos rescatar los casilleros de :

• Nombre.- Se ubica el nombre del generador que se va a simular

• out service.- Esta opción es muy útil cuando se va hacer una simulación en el

diagrama creado pero por problemas de operación no puede estar en servicio.

• Generador/Motor.- Esta opción se tiene cuando difiere del tipo de generador a

Motor

En la pestaña de carga (Load flow)se puede ver en el grafico 2.13, en esta ventana se

tiene:

72

Figura. 2.13 Configuración de dato de carga en un generador en el DIgSILENT

• Potencia del generador, el cual puede variar dependiendo la carga que se

desee simular, por ejemplo un generador de 4MW de Saymirín se puede

variar la carga desde 0 hasta 4 MW, de igual manera la potencia reactiva va a

variar desde 0 Hasta 3MVAR que es el equivalente a trabajar con un factor de

potencia máximo en la maquina.

• El modo local de control de voltaje en la barra que puede ser mantener la

tensión en la barra o poner un factor de potencia fijo y que la tensión en la

barra va a subir o bajar según el comportamiento del sistema

2.5.1.2 Ingreso del datos de carga

73

Un valor importante que se debe tomar en cuenta la carga que va a tener cada una de

las subestaciones que se tiene en el SEP, para introducir valores es necesario seguir

el siguiente procedimiento:

1. Dar doble clic en la carga planteada en el editor de grafico como se muestra

en la figura. 2.16

Figura. 2.14 Acceso directo a la configuración de una carga en el DIgSILENT

2. Al dar doble clic tenemos la ventana donde se puede ingresar los valores tanto

de potencia activa como de reactivo del consumo de la subestación, o en sude defecto

si esta clasificados por alimentadores el valor referido.

3. Además tiene la opción de ingresar si es una carga balanceada o

desbalanceada, para el presente análisis se tomo como balanceada.

74

Figura. 2.15 Configuración de carga en el DAIGISILENT

2.5.1.3 Ingreso de escenarios de operación.

Al tener diferentes valores de carga proyectado hasta el año 2014 que el presente

análisis tiene, se debe ir guardando cada uno de los escenarios planteados en un caso

de estudio diferente, para esto se va a :

• File_ save operation escenario, al dar clic tenemos una ventana como la

siguiente:

Figura. 2.16 Ingreso de un nuevo Escenario en DIgSILENT

Se ingresa el nombre del escenario con el que se requiere grabarlo y cerrar.

• De la misma manera para recuperar y analizar el escenario que se escoja de la

base de datos guardada se procede de la siguiente manera:

75

• Se va a File_active operation escenario, y se va a tener una pantalla como la

figura 2.17 donde se van ir almacenando los diferentes tipos de escenarios

que se van ir plantendo en el presente proyecto..

Figura. 2.17 Base de datos de los escenarios cargados en el DIgSILENT

2.5.2 Datos de salida en DIgSILENT

En el programa de simulación se puede tener acceso a diferentes tipos de

resultados, dependiendo del tipo de análisis que se desee, en la figura 2.18 se tiene

los iconos como acceso directo a los distintos resultados de los analis planteados.

Figura. 2.18 Barra de resultados del DIgSILENT

Tomando la numeración de la fig. 2.18 se va a describir cada uno de ellos.

76

1. Datos en las barras

Al realizar la simulación se puede obtener diferentes valores de datos en cada una de

las barras planteadas dentro del SEP a evaluar los flujos de potencia, entre los

analizados en el presente proyecto tenemos :

• Nivel de tensión en la barra

• Nivel de tensión en la barra P.U

• Angulo de la tensión en la barra

2. Datos de carga

Los datos de carga que se ingresan para hacer la simulación podemos obtener un

resumen con el nombre asignado a cada barra y la correspondencia en MVA, como

también en factor de potencia

Figura. 2.19 Resumen de datos de carga subidos al DIgSILENT

Este tipo de resúmenes sirve principalmente para ver si está bien ingresado los datos

para simulación del SEP.

3. Datos de generación en maquinas síncronas

Los datos de generación en los generadores propuestos y cargas diferentes

según el escenario planteado para el análisis, al escoger se tiene una base de datos

donde podemos observar el nombre de la barra, el valor tanto de potencia Activa

77

como reactiva del generador, además el factor de potencia al cual trabaja y los MVA

generados.

En el siguiente grafico tenemos una ilustración.

Figura. 2.20 Datos de generación de las maquinas síncronas en el DIgSILENT.

4. Datos de inyección de potencia S.N.I

En nuestro modelado de SEP, tenemos 2 barras flotantes como son la

subestación de Sinincay y la Subestación Cuenca, por lo que esta barra nos permite

tener acceso a los resultados de cuanta energía necesita además de la generación

hidráulica y térmica que abastece a la EERCS.

Figura. 2.21 Resultado en las barras de generación externa (subestaciones Sinincay y

Cuenca)

78

5. Datos de línea de transmisión

Para el análisis de las líneas de transmisión, se pueden obtener resultados distintos

entre los que se tienen tenemos:

• Pérdidas totales en MW en la línea de transmisión

• Flujo de potencia, tanto en el inicio de la línea como en el fin de la misma, ya

sea en MW, MVAR o MVA

• Corriente que circula por la línea, como el ángulo de la misma

• Para análisis de cortocircuito impedancia de secuencia positiva, negativa y

cero

Figura. 2.22 Resultados en las líneas de transmisión en el DIgSILENT.

6. Datos de transformadores de dos devanados

Como se menciono en el capítulo 1, se tiene transformadores de 2 devanados estos

devanados podemos obtener las perdidas en los mismos y el porcentaje de carga para

hacer un análisis que tengan sobrecarga.

79

Figura. 2.23 Resultados de los transformadores de tres devanados en el DIgSILENT

7. Datos de transformadores de tres devanados

De igual manera que los transformadores de dos devanados se puede obtener las

perdidas y los parámetros de cada uno de los tres devanados, como son porcentaje de

carga de los devanados y perdidas en cada uno de los devanados, la diferencia es que

hace alusión a cada uno de sus devanados por lo que el programa los maneja por

separado.

80

Figura. 2.24 Resultado de los transformadores de dos devanados en el DIgSILENT

2.6 COMENTARIOS DEL PROGRAMA.

2.6.1 Importar y exportar datos

Para importar o exportar datos del archivo que se desee trabajar se debe primero

cerrar el archivo para proceder a la importación o a la exportación, esto tarda unos

minutos en realizar el trabajo, normalmente estos archivos se abren exclusivamente

en el DIgSILENT.

2.6.2 Licencia

El digisilent power Factory su licencia para uso comercial y normalmente la compran

empresas de distribución, transmisión, o generación por el manejo de los sistemas de

potencias, pero para nuestro caso se ha obtenido una de prueba para estudio en donde

se ha realizado la simulación.

Elecaustro está por comprar una licencia comercial para la utilización del

programa debido a la cantidad de proyectos de generación, así también la empresa

debe hacer sus propios análisis de flujos de potencia y fallas en las redes.

81

El costo de la licencia para estudio de barras es de 150 euros, esto da la posibilidad

para máximo 50 Buses, que es suficiente para el análisis en nuestro caso.

2.6.3 Barra flotante.

• Las barras flotantes que ingresan energía desde el S.N.I, son 2 y al sacar los

resultados DIgSILENT tiene la opción de poner dos barras para modelarlas

como flotantes que ingresan, es una ventaja tener dos barras flotantes debido

a que se tiene un respaldo en caso de falla de alguna de ellas

• Se pretende hacer un modelado sin barras flotantes, como fuera un caso de

estudio no contar con la conexión de las subestaciones Cuenca y Sinincay,

pero el DIgSILENT no da la opción de poner como flotante un grupo de

generación, en nuestro caso el grupo de mayor potencia en Saucay, pero al

simular sale de los márgenes el grupo de generación debido a que no abastece

como barra flotante.

2.6.4 Barras P-V

• En las centrales de Elecaustro se trabaja normalmente con un factor de

potencia fijo, solamente en casos especiales que la tensión comience a salir de

sus valores +- 5% el CENACE pide que se suban o baje reactivos, lo que no

sucede con barras que se encuentran alejadas de la Urbe como el caso de

Hidroabanico que por lo menos 2 generadores trabajan con la regulación de

tensión en la barra que están conectados y los restantes trabajan a un factor de

potencia constante, El DIgSILENT da la opción de manejar estos escenarios

posibles.

• Generalmente en las horas de menor consumo la central de Saymirín en sus

fase 1-2 permanece parada por lo que esas barras dejan de ser del tipo P-V ya

no inyectan potencia al sistema, por lo que se vuelve del tipo P-Q que

solamente la única carga que tienen es las pérdidas de la línea con el consumo

82

del transformador que permanece conectado pero no en todo los casos. Los

casos son los siguientes:

• El transformador en la central hidroeléctrica Saucay conecta al entrar en

paralelo el generador por medio del SF6, lo que quiere decir que al no generar

cualquiera de las unidades 3 o 4 la línea permanece abierta. Por lo que al

plantear escenarios en DIgSILENT se tiene que poner como fuera de servicio

tanto el transformador como el generador debido a la forma de operación de

la central.

• Los transformadores de las restantes centrales permanecen conectados todo el

tiempo y tiene un consumo de energía activa y reactiva que será la suma de

las perdidas en el transformador mas las perdidas en la línea, por lo que al

trabajar con un escenario fuera de línea la unidad se debe tener en cuenta que

los transformadores permanecen conectados y producen perdidas.

• En el DIgSILENT al trabajar generadores que están conectados a la misma

barra por ejemplo Saucay los grupos de generación 1, 2,3 y 4, pero el

programa le toma como si tuviera una barra físicamente solo, dando valores

de tensión parecidos pero deberían ser iguales teóricamente.

83

CAPITULO III

FLUJOS DE CARGA EN EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA ACTUAL.

3.1 DATOS DE CARGA Y GENERACIÓN DEL SEP

Para el análisis de los flujos de carga en el anillo de 69 KV donde se encuentra

inmiscuidos cargas en las subestaciones y generación de potencia tanto activa como

reactiva, por lo que es necesario obtener cada uno de los parámetros para crear los

diferentes escenarios a analizar.

3.1.1 Cargas máximas de los alimentadores de la EERCS

El departamento de planificación de la EERCS facilito los valores de cargas

máximas con una proyección hasta el año 2014 que se pueden observar en la tabla

3.1, Con estas proyecciones se va a correr flujos de potencia en DIgSILENT para

obtener resultados de tensión en todas las barras, perdidas en las líneas y

posteriormente realizar el análisis respectivo.

84

CARGAS ACTIVA Y REACTIVA EN LAS SUBESTACIONES PERTENECIENTE A EERCS

S/E 2011 2012 2013 2014

MW MVAR MW MVAR MW MVAR MW MVAR SE 01 6,76 0,73 7,05 0,77 7,36 0,8 7,68 0,83 SE 02 6,65 0,95 6,94 0,99 7,24 1,04 7,55 1,08 SE03 16,6 1,95 17,32 2,03 18,07 2,12 18,86 2,21 SE04 24,3 4,38 25,35 4,57 26,46 4,77 27,61 4,97 SE05 27,31 2,75 28,5 2,87 29,74 2,99 31,03 3,12 SE07 10,86 1,34 11,33 1,39 11,82 1,46 12,34 1,52 SE08 9,93 1,19 10,36 1,24 10,81 1,3 11,28 1,35 SE09 2,59 0,32 2,7 0,34 2,82 0,35 2,94 0,37 SE 12 5,18 1,09 5,4 1,13 5,64 1,18 5,88 1,23 SE 14 6,43 0,64 6,71 0,67 7 0,7 7,31 0,73 SE 15 8,19 0,86 8,54 0,9 8,91 0,94 9,3 0,98 SE 18 6,69 -0,43 6,98 -0,45 7,28 -0,47 7,6 -0,49 SE 23 0,95 0,23 1,01 0,25 1,07 0,26 1,13 0,27 SE 21 6,19 2,2 6,54 2,32 6,92 2,46 7,31 2,6 SE 22 1,59 0,41 1,68 0,43 1,77 0,46 1,88 0,49

Tabla 3.1-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS Fuente: EERCS

3.1.2 Cargas mínimas de los alimentadores de la EERCS

El departamento de planificación de la Empresa eléctrica regional centro sur

facilito los valores de cargas mínimas con una proyección hasta el año 2014 que se

pueden observar en la tabla 3.2. Esta tabla tiene la particularidad de la inclusión de la

Subestación #8 la cual viene a bajar la carga de las Subestaciones de Monay #3 y la

subestación del Arenal #5, pero como es una proyección de carga se tiene previsto su

construcción a futuro.

85

S/E 2011 2012 2013 2014

MW MVAR MW MVAR MW MVAR MW MVAR SE 01 2,37 0,07 2,47 0,07 2,58 0,07 2,69 0,08 SE 02 2,69 0,45 2,81 0,47 2,93 0,49 3,06 0,51 SE03 9,9 1,31 7,81 1,15 8,15 1,2 8,51 1,25 SE04 16,97 3,48 17,7 3,63 18,48 3,79 19,28 3,95 SE05 15,53 1,8 13,91 1,61 14,52 1,68 15,15 1,75 SE07 7,04 1,31 7,34 1,36 7,66 1,42 8 1,49

SE08 4,81 0,47 5,02 0,49 5,24 0,52 SE09 1,23 0,19 1,29 0,2 1,34 0,21 1,4 0,21 SE 12 4,19 0,53 4,37 0,55 4,57 0,57 4,76 0,6 SE 14 3,22 0,22 3,35 0,23 3,5 0,24 3,65 0,25 SE 15 3,92 0,25 4,09 0,26 4,27 0,28 4,45 0,29 SE 18 2,83 -0,64 2,95 -0,67 3,08 -0,7 3,22 -0,73 SE 23 0,48 0,19 0,51 0,2 0,54 0,21 0,57 0,22 SE 21 2,91 1,46 3,08 1,55 3,25 1,63 3,44 1,73 SE 22 0,81 0,31 0,86 0,32 0,91 0,34 0,96 0,36

Tabla 3.2-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS Fuente: EERCS

Con estas proyecciones vamos a correr flujos de potencia en DIgSILENT para

obtener resultados de tensión, voltaje y flujos de potencia en todas las barras y

posteriormente realizar el análisis respectivo.

3.1.3 Cargas de los generadores.

La tabla 3.3 se puede observar la generación máxima de energía tanto de los

generadores de energía de ElecAustro que aportan principalmente al anillo de 69 KV

de la Empresa Eléctrica. La carga instalada no necesariamente es la que se va a

generar normalmente en los generadores de ElecAustro, en los siguientes capítulos se

definirán las potencias a generar.

86

Generadores de Elecaustro Generador MW MVAR Desc-U1 4 ,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 4,2 1,05 Sau-U1 4 1,63 Sau-U2 4 1,63 Sau-U3 8 3,27 Sau-U4 8 3,27 Say-U1 1,95 0,62 Say-U2 1,95 0,62 Say-U3 1,25 0,32 Say-U4 1,25 0,32 Say-U5 4 1,28 Say-U6 4 1,28

TOTAL 51 18,44 Tabla 3.3-Carga máxima de los generadores de Elecaustro Fuente: Elecaustro

3.1.3.1 Saymirín fases 1 y 2

La central Hidroeléctrica Saymirín está localizada a 15 Km. de distancia al

noroccidente de la ciudad de Cuenca. Fue construida en dos etapas, la primera en

1956 con dos unidades de 1250 KW. cada una, la segunda en 1963 con dos unidades

de 1960 Kw, tiene una potencia total de 6,4 MW. Son turbinas tipo pelton con una

caída de agua de 212 m y funciona con un caudal de 4 m3/s para trabajar a su

máxima capacidad.

87

Figura. 3.1-Generador de Saymirín #4 fase 1-2

La central hidroeléctrica de Saymirín en sus fases 1 y 2, genera a una tensión

de 2.4 y es elevada a una tensión de 22 Kv cada grupo de generación posee un

transformador, el cual va desde la S/10 hacia la S/E 6 con una potencia máxima de

6,4 MW. Normalmente esta fase de Saymirín en temporada lluviosa trabaja con 6.4

MW y en temporada de estiaje solamente ingresa las horas pico (18:00-21:00), el

resto del día permanece sin generar.

Debido a que su vida útil está terminando la Empresa Elecaustro ha visto

conveniente empezar el diseño de factibilidad y en los próximos meses saldrá a

licitación la denominada Saymirín V para su construcción , la cual va a venir a

remplazar a la fase de Saymirín 1-2 con una potencia de 7,5 MW divididos en dos

grupos de generación.

3.1.3.2 Saymirín fases 3 y 4

En el año de 1995 se realiza la construcción de dos unidades más de 4000

KW. El tipo de turbina es Francis, igualmente con una caída de 212m y un caudal de

4 m3 por segundo para producir a plena carga

88

Figura. 3.2-Generadores Francis de Saymirín fases 3-4

La central hidroeléctrica de Saymirín en sus fases 3-4 producen una potencia

máxima de 8MW, que en sus generadores tiene una tensión de 2.4 KV y es elevado

por un único transformador a 69 KV, que sale desde la S/E 11 hacia la S/E 19 de

Corpanche. La producción de esta fase de la central normalmente es un promedio de

8MW en temporada de lluvia, y en temporada de estiaje la hora pico llega a los 8

MW, y durante el día va por los 6 MW

3.1.3.3 Central hidroeléctrica Saucay

La central Hidroeléctrica Ing. Fernando Malo Cordero, está ubicada a 24 Km.

de distancia al noroccidente de la ciudad de Cuenca. La central fue construida en dos

etapas, la primera en el año de 1978 con dos unidades de 4.000 KW cada una, la

segunda en 1982 con dos unidades más de 8.000 KW cada una, dando una potencia

total de 24.000 KW.

Las turbinas son de tipo Pelton y para generar la potencia total se requieren de 7.2

metros cúbicos de agua, la caída neta es de 425 metros y la longitud de las dos

tuberías de presión es de 1317 metros cada una.

89

Figura. 3.3-Generadores de Saucay

En su primera fase los generadores de 4MW cada una genera a una tensión de 4,160

KV y es elevado por un transformador único para los generadores a 69 KV.

Las unidades de generación #3 y #4 de Saucay tiene su propio transformador que

conecta cuando se sincroniza con el sistema interconectado. Estos grupos de

generación igualmente generan a 4.16 KV y son elevados a 69 KV para la

transmisión de la energía.

La salida de la energía normalmente es por la S/E 20 hasta la S/E 4, pero para casos

de mantenimiento o daños de la línea de transmisión la salida de potencia se hace

desde la S/E 20 hacia la S/E 7, que sirve como línea de emergencia para evacuar la

energía.

Esta central en temporada lluviosa produce un promedio de 20 MW, durante el día, y

en las horas pico llega a los 24 MW, en temporada de estiaje baja a 12 MW en

promedio y en las horas pico llega a los 16 MW

90

3.1.3.4 Central térmica El Descanso

Figura. 3.4 Central térmica del Descanso

La central El Descanso, se encuentra ubicada a 15 Km. al nororiente de la

ciudad de Cuenca. Esta central fue instalada en 1983 con cuatro unidades de 4800

Kw cada una, dando una potencia total de 19.200 KW.

Las máquinas son de procedencia japonesa marca Niigata, de 514 R.P.M., 14

cilindros, Turboalimentados y consume dos tipos de combustible, diesel 2 para los

arranques y paradas y bunker para la operación normal.

El voltaje de salida de los generadores es 6.300 V, y se eleva a una tensión de 22.000

V. por medio de una Subestación # 12, la cual alimenta a los alimentadores de dicha

subestación, y el resto de energía evacua hacia la S/E 7 y S/E 19 a un nivel de

tensión de 69 KV que es elevado por un único transformador.

Esta central depende totalmente de la programación de despacho del CENACE para

ingresar en paralelo y para salir de igual manera, En la central del descanso se debe

tomar en cuenta dos parámetros.

91

1. El despacho de las unidades por parte del CENACE, que está en función

directamente de la disponibilidad de energía hidroeléctrica y de la

disponibilidad de energía térmica

2. La disponibilidad de las unidades debido a que no se encuentren en

mantenimiento, o estén fuera de disponibilidad por daños en las unidades.

Normalmente las unidades de generación están disponible durante la época de

estiaje y los averholl regularmente se lo realiza en temporada lluviosa en la

cuenca del Paute.

Cabe indicar que históricamente en la central el Descanso se ha venido

trabajando con la disponibilidad máxima de 3 generadores, por lo que en el

presente estudio se va hacer las simulaciones como carga máxima 12,6 MW.

3.1.3.5 Central hidroeléctrica Hidroabanico

Figura. 3.5 central Hidroabanico

92

El Proyecto Hidroeléctrico Abanico está localizado en la región Sur Oriental

del Ecuador, en la Provincia de Morona Santiago. La obra de toma de agua está

localizada a 15 Km. de la ciudad de Macas.

Es una central a filo de agua (sin reservorio) que utiliza una derivación del río

Abanico para generar un total de 37.50 MW de energía limpia, en dos etapas: la

primera de 15 MW y la segunda de 22.5 MW.

La conducción se realiza por la margen derecha del río Abanico, con una caída de

agua de 350 m., a través de un túnel de 490 m. que trabaja a baja presión y tolera

caudales de hasta 17 m3/seg. Al final del túnel se dispone de una tubería de presión

de una longitud de 2.3 km., una casa de máquinas con cinco turbinas tipo Pelton y

generadores de origen alemán, y la correspondiente infraestructura de descarga de

aguas turbinadas al río Balaquepe.

La Casa de Máquinas es a cielo abierto y comprende una estructura de hormigón y

acero, en la que se encuentran 5 turbinas tipo Pelton y 5 Generadores de 8.5 MVA a

514 rpm, el cuarto de alta tensión y el cuarto de control es operado bajo un sistema

SCADA.

La central cuenta con una línea de transmisión de 12 km. desde la casa de máquinas

hasta la subestación Hidroabanico No.2 en la ciudad de Macas.

De la ciudad de macas la línea de transmisión va hacia el cantón Méndez y sigue

hacia el cantón limón para finalmente conectarse con la subestación Cuenca a un

nivel de tensión de 138 KV.

Esta central hidroeléctrica no va a afectar en los flujos de potencia debido a que se

encuentra fuera del anillo de 69 KV que es el motivo del análisis, pero es un aporte

de energía a la región del Austro.

3.1.3.6 Central térmica de Monay

93

La central térmica de Monay termina su operación el 31 de marzo del 2008, cuando

la gerencia de Elecaustro mediante oficio comunica al CENEACE y no va volver a

entrar a generar energía para el sistema, debido a su alto costo de producción del

kilovatio hora y la contaminación que producía al estar en el centro de la urbe.

Figura. 3.6-Central térmica de Monay

3.1.3.7 Central hidroeléctrica Ocaña

Figura. 3.7-Central hidroeléctrica Ocaña en su etapa de construcción.

94

El motivo del presente trabajo de investigación se debe a una nueva central

hidroeléctrica con una potencia instalada de 26 MW situada en la provincia del

Cañar, y propiedad de ELECAUSTRO, al ingresar con sus dos unidades de 13 MW

cada una vamos hacer un análisis técnico económico de lo que sucederá con los

flujos de potencia y las ventajas y desventajas que dará la central Ocaña en el

mejoramiento de los niveles de tensión como los flujos de potencia su sentido y

como recorrerán las líneas. Al momento la central hidroeléctrica Ocaña está en fase

de construcción y su puesta en marcha esta prevista para finales de año, el factor de

planta previsto para la central hidroeléctrica Ocaña será de 0,9 es decir que trabajara

con una potencia de 21,9 MW y la energía media que producirá es de 209.099MW/H

anuales

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS BARRAS

En el SEP a las barras las clasificamos de diferentes maneras debido que

tienen diferentes características, como lo son unas pueden estar con carga que

alimente, mientras que otras pueden contener generadores, mientras que otras son

solo de paso, por lo que las siguiente vamos a determinar las barra como se las

determina.

Figura. 3.8-Tipos de barras descritos en el DIgSILENT.

95

En la tabla 3.4 tenemos como está definido las barras en el anillo de 69 KV

Barra voltaje

nominal tipo de barra Barra

voltaje nominal

tipo de barra

Arenal-22kV 22 PQ Macas-22kV 22 PQ Az-22kV 22 PQ Monay-22kV 22 PQ CUE/69 69 SLACK Méndez-13.8 13,8 PQ Cañar-22kV 22 PQ OCAÑA 13.8 13,8 PV Centenario-6.3kV 6,3 PQ P.Industrial-22 22 PQ Descanso-22kV 22 PQ Ricaurte-22kV 22 PQ Descanso-6.3kV 6,3 PV SCAY/69 69 SLACK EEAz-22kV 22 PQ Sau-B1 4,16 PV Erco-69kV 69 PQ Sau-B2 4,16 PV Gualaceo-22kV 22 PQ Sau-B3 4,16 PV Guapán-69kV 69 PQ Say-B1 2,4 PV HA 4.16 a 4,16 PV Say-B2 2,4 PV HA 4.16 b 4,16 PV Say-B3 2,4 PV L.Cordero-6.3kV 6,3 PQ Turi-22kV 22 PQ Lentag-22kV 22 PQ Verdillo-22kV 22 PQ Limón-13.8kV 13,8 PQ Tabla 3.4 Tipos de barras en el anillo de 69 KV Fuente: DIgSILENT

3.2.1 Bus de referencia o compensador (swing o SLAK)

El ángulo del voltaje en la barra de compensación sirve como referencia para

los ángulos de todos los demás voltajes de barra. El ángulo particular que se asigna al

voltaje de la barra de compensación no es importante, porque las diferencias voltaje -

ángulo determinan los valores calculados de Pi y Qi , Comúnmente se selecciona al

ángulo δ1 =0. No se define errores para la barra de compensación, y así la magnitud

del voltaje V1 se especifica como la otra cantidad conocida.

Para el caso del SEP que se analiza tenemos que el bus de referencia o compensador

tenemos la Subestación Cuenca y la subestación de Sinincay que es por donde se

conecta el anillo de la EERCS con el sistema nacional interconectado (SIN) que en la

figura 3.4 se lo representa como la barra 1 y 2, y será el que absorba la potencia que

no puedan generar internamente los generadores de la empresa Elecaustro y las

pérdidas que se producen en la línea.

96

Figura. 3.9-Simbolo del bus de referencia en el DIgSILENT

3.2.2 Bus PQ, a veces llamado también bus de carga

El bus de carga se encuentra en cada barra que no tiene generación, llamada

barra de carga don las potencias generadas son cero y las potencias de cargas Pdi y

Qdi que son tomadas por el sistema por la carga se conocen de los registros

históricos, de la planeación de cargas o mediciones tomadas.

En el caso de las subestaciones se puede conocer los valores de carga tanto activa

como reactiva debido a los modernos medidores que se tiene.

Este tipo de barra comúnmente se la conoce como P-Q porque los valores Pdi y Qdi

son conocidos y las dos cantidades desconocidas son δi y Vi

Para el caso en análisis del SEP, tenemos que los nodos denominados P-Q son los

que se encuentra conectada carga en las subestaciones con los diferentes

alimentadores para la ciudad de cuenca, y sus alrededores, además para las industrias

del parque industrial.

Figura. 3.10-Simbolo del bus de carga en el DIgSILENT

3.2.3 Bus PV.

97

Figura. 3.11 Bus P-V en el DIgSILENT

Este tipo de barra puede mantener constante la magnitud del voltaje por lo

que también se la denomina de voltaje controlado, además en esta barra existe

conectada un generador que se puede controlar la generación de Megawatts por

medio del ajuste de la energía mecánica y la magnitud del voltaje se puede controlar

al ajustar la excitación del generador. Por lo tanto en esta barra se puede especificar

Pgi y Vi

Los parámetros desconocidos en las barras de este tipo son el ángulo del voltaje y la

generación de potencia reactiva debido a que por medio del regulador automático de

tensión (AVR) regula la inyección de reactivos a la red para poder controlar el nivel

de tensión en la barra.

Este tipo de barras son todas las que pertenecen a la empresa Elecaustro y son

precisamente donde se tiene ubicados los generadores de Saymirín, Saucay,

Descanso y la nueva Ocaña que próximamente entrara en operación.

3.3 Matriz de admitancias del SEP

98

Gran parte de los métodos para resolver el problema de flujos de potencia se

basa en las ecuaciones nodales de la red. Para construir la matriz de admitancias se

debe basar en los valores de impedancia del SEP a evaluar, donde ZBARRA =Y-1

La matriz de impedancias del SEP se construye a base de las impedancias de las

líneas, de los transformadores y de los generadores, tomando en cuenta además si se

encuentra capacitores conectados en algún lugar de la línea o subestación.

Para construir la matriz de admitancias que va a ser de NXN de tamaño, según sea el

numero de barras en el SEP a analizar. En nuestro caso contamos con 45 barras en el

anillo de 69 KV, el cual formara una matriz de admitancias de 45 x 45, la cual se

resolverá por iteraciones, donde el método que se utiliza en el DIgSILENT es el

Newton Raphson.

En la se puede ver la distribución de la matriz de admitancias que es la base para

calcular los flujos de potencia.

YII YI> YIN … . . YICY>I Y>> Y>N … . . Y>CY£I Y£> Y££ … . Y£CYCI YC> YC£ YCC.

Ec._3.1

Generalmente en el presente caso de estudio a la tercera iteración converge con el

sistema de ecuaciones en los nodos se obtuvieran el voltaje y el Angulo de cada uno

de ellos.

3.4 Escenarios para la evaluación de los flujos de carga

En el estudio de los flujos de carga se debe plantear posibles escenarios que

se puedan dar en la operación del SEP, con esto podemos detectar fortalezas y

debilidades del mismo, por lo que vamos a plantear los siguientes escenarios.

• Temporada lluviosa.

99

Dentro de temporada lluviosa podemos clasificar el flujo de carga en

función de las potencias máximas de los generadores y carga máxima

dada por el departamento de planificación de la EERCS

Dentro de temporada lluviosa se va plantear en función de las potencias

mínimas de las cargas entregadas por la EERCS y mínima potencia

entregada por la empresa ELECAUSTRO,

Escenario atípico en temporada lluviosa, parada de unidades en la central

Saymirín por exceso de lluvias y demasiada agua turbia

• Temporada de estiaje

Flujo de carga con las máximas potencias generadas por la empresa

Elecaustro, en temporada de estiaje, y las cargas en los alimentadores de

la EERCS a máxima potencia, para esto se toma como referencia en

generación la potencia dada a partir de las 19:00

Flujo de carga con las potencias mínimas en los generadores de

Elecaustro, y carga mínima que normalmente se dan a la misma hora

2 am.

3.4.1 Temporada lluviosa

Afluentes para las centrales hidroeléctricas.

Las centrales hidroeléctricas de Elecaustro tiene un valor agregado para el

funcionamiento de sus generadores , esto es aportes desde 2 grandes represas que

alimentan a la central Hidroeléctrica de Saucay, y el agua turbinada es alimentada a

la central de Saymirín, es decir son 2 centrales en cascada. Con estas represas

Elecaustro puede planificar de una manera adecuada la generación en los tiempos de

estiaje.

Para esto tenemos las siguientes represas:

• Represa de Chanlud

100

La Presa de Chanlud se encuentra ubicada en la cuenca alta del río

Machángara, a una distancia de 45 kilómetros al noroccidente de la ciudad de

Cuenca. La presa es de tipo Arco Gravedad en la que toda la estructura es de

Hormigón Armado. La altura de la presa es de 51 metros, con una capacidad de

almacenamiento de 17´000.000 de metros cúbicos de agua, con lo cual se puede

operar en las centrales de Saucay y Saymirín en los períodos de estiaje.

• Represa de Labrado

La Presa lcdo. Daniel Toral Vélez (El Labrado) se encuentra ubicada en la

cuenca alta del rí-o Chulco (afluente del río Machángara, a una distancia de 40Km.

de la ciudad de Cuenca, al noroccidente de la misma.

La Presa es del tipo Gravedad, en la que su estructura principal está construida de

hormigón ciclópeo, complementada con un dique conformado por un enrocado

recubierto de arcilla debidamente compactado.

La altura de la presa es de 13 metros con una capacidad de almacenamiento de

6.200.000 m3, lo que permite operar a las centrales hidroeléctricas en los períodos de

estiaje. Los estudios de la presa los realizó la Compañía INGLEDOW KIDD AND

ASSOCIATTES del Canadá, en el año de 1962. La construcción se inició el 12 de

noviembre de 1969 y la terminación de la obra fue en abril de 1972.

En la época lluviosa en la centrales hidráulicas de Saymirín y Saucay se tiene

el aporte de las represas de Chanlud y labrado, pero adicionalmente se tiene grandes

aportes por otras quebradas que normalmente no son un gran aporte, pero en

temporada lluviosa pueden aportar sustancialmente para la generación de las

centrales hidráulicas por lo que le factor de planta de las mismas sube, en el caso de

Saymirín es de 1 y en la central de Saucay llega a 0,9.

3.4.1.1 Escenario A

Flujo de carga con máxima potencia en generadores y máxima carga en

alimentadores

101

Este escenario generalmente se presenta a las en temporada lluviosa que van desde el

mes de abril hasta el mes de Junio, los generadores de las centrales hidráulicas están

en capacidad de producir en la hora pico que va desde las 18:00 hasta las 21:00 toda

su capacidad de carga.

De igual manera la central térmica del descanso en la hora pico que hace alusión el

escenario en estudio ingresa con la totalidad de carga, es decir 12,6 MW, en la tabla

3.5 tenemos las cargas de los diferentes generadores los cuales se ingresa al

DIgSILENT y se corre flujos de carga.

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA

LLUVIOSA

Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 4 1,28 saucay-2 4 1,28 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín - 1 1,25 0,4 Saymirín - 2 1,25 0,4 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 1,95 0,62 Saymirín - 5 4 1,28

Saymirín - 6 4 1,28

TOTAL 51 17,99 Tabla 3.5-Generacion para el escenario A Fuente: Elecaustro

3.4.1.2 Escenario B

Flujo de carga con mínima potencia generada y mínima potencia consumida por los

alimentadores

Este escenario planteado se da en temporada lluviosa y la hora del mismo es a

las 2:00 AM, la carga en los generadores hidráulicos de Saymirín llegan con un

102

factor de planta 1, mientras de Saucay tenemos un factor de planta de 0,75. La

central termoeléctrica del Descanso normalmente en estas temporada sus maquinas

paran la generación debido a la gran cantidad de agua que se tiene para generar en las

centrales hidroeléctricas del país.

En la tabla 3.6 tenemos las potencias a ingresar en el DIgSILENT para el modelado

de flujos de carga.


LLUVIOSA

Desc-U1 0 0 Desc-U2 0 0 Desc-U3 0 0 Desc-U4 0 0 Saucay-1 0 0 saucay-2 4 1,28 saucay-3 7 3,36 saucay-4 7 3,36 Saymirín - 1 1,25 0,4 Saymirín - 2 1,25 0,4 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 1,95 0,62 Saymirín - 5 4 1,28


TOTAL 32,4 12,6 Tabla 3.6-Generacion para el escenario B Fuente: Elecaustro

3.4.1.3 Escenario C

Flujo de carga con carga mínima Saymirín por cierre del bocacaz y máxima

potencia de consumo de los alimentadores de la EERCS y máxima carga los

generadores.

Antecedentes.

103

Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara

La central hidroeléctrica Saymirín normalmente trabajaba con sedimentación

cero, pero a partir del año 2002 debido a una falla geológica en el sector conocido

como SOROCHE, cuando hay creciente por lluvias en el sector de la represa

Chanlud, se tiene un exceso de sedimentación en el agua lo que hace que se desgaste

de manera acelerada las turbinas ya sea pelton o Francis de la central Saymirín, por

lo que se opto por construir un by-pass el cual evacua el agua con sedimentos por un

tubo de aproximadamente 1 KM.

Existe dentro de la temporada lluviosa que el by-pass no abastece y se mezcla el agua

con sedimentación, casi lodo con el agua turbinada de la central de Saucay por lo

104

que no se despacha agua para la central hidroeléctrica de Saymirín y su capacidad de

generación es MUY LIMITADA

En el grafico 3.1 podemos observar el complejo hidroeléctrico Machangara donde

observa la ubicación del by pass para desvió de agua con exceso de sedimentos

En la tabla 3.7 se aprecia la potencia de generación en el escenario C


LLUVIOSA

Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 4 1,28 saucay-2 4 1,28 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín - 1 1,25 0,4 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 0 0 Saymirín - 5 0 0

Saymirín - 6 0 0

TOTAL 39,8 14,41 Tabla 3.7-Generacion para el escenario C Fuente: Elecaustro

3.4.1.4 Escenario D

Flujo de carga con carga evacuando por la S-E 7 la central hidroeléctrica de

Saucay a carga máxima de generadores y carga, hora pico.

105

Fig. 3.13 Grafico de la configuración de líneas de evacuación de la central de Saucay

Este escenario se planteo debido a que la empresa Elecaustro cuando tiene la

necesidad de hacer mantenimiento en la subestación que normalmente está

trabajando para la evacuación de la energía, se debe pedir una consignación a la

EERCS para poder evacuar por la línea emergente que es la que va hacia la S/E 7. La

potencia de generación y consumo de las subestaciones que se ingresa al programa es

la misma que se encuentra en el escenario A, tablas 3.1 y 3.5.

3.4.2 Flujo de carga en temporada de estiaje

3.4.2.1 Escenario E

Flujo de carga con potencia máxima en los generadores y potencia máxima en los

alimentadores

En temporada de estiaje la máxima potencia en los generadores es diferente debido a

que solo se aporta para la generación de las centrales hidráulicas con los despachos

106

de las represas de Chanlud y Labrado, teniendo muy poco caudal de aporte de las

afluentes laterales por lo que se tiene la siguiente tabla de generación.

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA DE

ESTIAJE

Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 0 0 saucay-2 0 0 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín – 1 0 0 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 1,95 0,62 Saymirín - 5 4 1,28


TOTAL 76,05 11,06 Tabla 3.8-Generacion para el escenario E Fuente: Elecaustro

3.4.2.2 Escenario F

Flujo de carga con potencia mínima para los generadores y potencia mínima para

los alimentadores de la EERCS

Este escenario se presenta normalmente a las 02:00 am, donde el consumo de

las subestaciones es mínimo y la potencia de generación se la tiene de acuerdo a la

tabla 3.9

107

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA ESTIAJE

Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 0 0 saucay-2 3 1,44 saucay-3 0 0 saucay-4 7 3,36 Saymirín - 1 0 0 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 0 0 Saymirín - 4 0 0 Saymirín - 5 3 1,44


TOTAL 28,6 10,83 Tabla 3.9-Generacion para el escenario F Fuente: Elecaustro

108

3.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE

POTENCIA

3.5.1 Escenario A

3.5.1.1 Voltajes

• Niveles de tensión mínimo

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-6.3kV 6,05 0,961 6,03 0,958 6,01 0,954 5,99 0,951

Secc-1 21,32 0,969 21,26 0,966 21,20 0,964 21,13 0,961

Lentag-69kV 66,97 0,971 66,86 0,969 66,71 0,967 66,58 0,965

Secc-2 21,36 0,971 21,30 0,968 21,24 0,965 21,18 0,963

Centenario-6.3kV 6,12 0,972 6,13 0,972 6,10 0,969 6,11 0,970

Say-B2 2,34 0,977 2,34 0,975 2,33 0,973 2,33 0,970

Verdillo-22kV 21,55 0,980 21,50 0,977 21,45 0,975 21,40 0,973 Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A

Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A

0,935

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

0,975

0,980

0,985

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJE MINIMO

L.Cordero-6.3kV

Secc-1

Lentag-69kV

Secc-2

Centenario-6.3kV

Say-B2

Verdillo-22kV

109

• Niveles máximos de tensión.

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B3 2,46 1,026 2,46 1,026 2,46 1,026 2,46 1,025

Descanso-6.3kV 6,46 1,025 6,45 1,024 6,45 1,023 6,44 1,022

Az-22kV 22,51 1,023 22,49 1,022 22,47 1,021 22,45 1,021

Saucay-69kV 70,24 1,018 70,21 1,018 70,17 1,017 70,14 1,016

Ricaurte-22kV 22,32 1,015 22,30 1,014 22,28 1,013 22,26 1,012

Saymirin-22kV 22,32 1,015 22,27 1,012 22,22 1,010 22,17 1,008

Cañar-22kV 22,31 1,014 22,28 1,013 22,25 1,011 22,22 1,010 Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A

Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A

3.5.1.2 Perdidas en las líneas

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Say-B3

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Saucay-69kV

Ricaurte-22kV

Saymirin-22kV

Cañar-22kV

110

PERDIDAS LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2553 0,2555 0,2557 0,2560 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1805 0,1812 0,1820 0,1828 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1342 0,1460 0,1601 0,1723 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1206 0,1320 0,1447 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0854 0,0903 0,1027 0,1103 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0584 0,0637 0,0695 0,0759 Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0593 0,0650 Cuenca-Monay(03) 0,0485 0,0525 0,0592 0,0646 Cuenca-Monay(03)-1 0,0471 0,0510 0,0575 0,0628 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0361 0,0193 0,0238 0,0268 Monay(03)-Turi(08) 0,0361 0,0677 0,0791 0,0878 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Descanso-Azogues 0,0170 0,0185 0,0201 0,0219 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0150 0,0176 0,0216 0,0252 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0148 0,0173 0,0213 0,0249 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0144 0,0190 0,0255 0,0325 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0041 0,0046 0,0056 0,0064 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0023 0,0037 0,0055 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0006 0,0003 0,0001 0,0000 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0004 0,0004 0,0005 0,0009 TOTAL 1,1410 1,2148 1,3134 1,4015 Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A

Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A

0

0,5

1

1,5

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

111

3.5.1.3 Carga en las líneas de transmisión

CARGA EN LAS LINEAS DE TRANSMISION

LINEA 2011 2012 2013 2014

SE01-Secc(2) 62,231 65,117 68,212 71,424 Monay(03)-P.Centenario(02) 61,260 63,894 66,890 69,401

Verdillo(06)-Secc 50,286 52,618 55,119 57,714 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,630 35,701 35,782 35,863

P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,072 31,085 31,102 31,118

Cuenca-Monay(03) 29,357 30,527 32,425 33,865 Cuenca-Monay(03)-1 28,526 29,663 31,508 32,907

Verdillo(06)-El Arenal(05) 25,812 26,554 28,323 29,345 El Arenal(05)-Turi(08) 20,956 15,354 17,061 18,108

Monay(03)-Turi(08) 20,945 28,610 30,918 32,584 Cuenca-Gualaceo(15) 17,198 16,085 15,336 14,547

Cuenca-Ricaurte(07) 13,841 15,533 17,846 20,034

Azogues(09)-Cañar(18) 12,551 13,121 13,714 14,349 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,280 12,841 13,435 14,066

Descanso-Azogues 11,874 12,409 12,972 13,566 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 10,949 11,782 13,049 14,090

Cuenca - Verdillo(06) - 2T 10,818 11,641 12,892 13,921

SE_07-SE_19 10,265 10,591 10,596 10,600 SE_19-SE_11 10,211 10,540 10,545 10,550 Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A

3.5.2 Escenario B

3.5.2.1 Voltajes

• Nivel de tensión máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Saymirin-22kV 22,72 1,033 22,70 1,032 22,68 1,031 22,66 1,030

Say-B3 2,47 1,027 2,47 1,027 2,46 1,027 2,46 1,027

Cañar-22kV 22,57 1,026 22,56 1,026 22,56 1,025 22,55 1,025

Turi-22kV 22,51 1,023 22,41 1,019 22,40 1,018 22,25 1,012

Az-22kV 22,50 1,023 22,50 1,023 22,49 1,022 22,48 1,022

Ricaurte-22kV 22,38 1,017 22,37 1,017 22,36 1,016 22,34 1,015

Saucay-69kV 70,10 1,016 70,08 1,016 70,06 1,015 70,04 1,015 Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B

112

Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B

• Nivel de tensión mínimo

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Sau-B1 4,08 0,980 4,08 0,980 4,07 0,979 4,07 0,979

Lentag-69kV 68,19 0,988 68,15 0,988 68,09 0,987 68,02 0,986

P.Industrial-22 21,81 0,991 21,79 0,990 21,77 0,990 21,75 0,989

L.Cordero-6.3kV 6,26 0,994 6,25 0,993 6,25 0,991 6,24 0,990

Say-B2 2,39 0,994 2,38 0,993 2,38 0,992 2,38 0,991

Descanso-6.3kV 6,26 0,994 6,26 0,994 6,26 0,993 6,25 0,993

L.Cordero-22kV 21,89 0,995 21,87 0,994 21,85 0,993 21,82 0,992 Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B

Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Saymirin-22kV

Say-B3

Cañar-22kV

Turi-22kV

Az-22kV

Ricaurte-22kV

Saucay-69kV

0,970

0,975

0,980

0,985

0,990

0,995

1,000

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Sau-B1

Lentag-69kV

P.Industrial-22

L.Cordero-6.3kV

Say-B2

Descanso-6.3kV

L.Cordero-22kV

113


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1743 0,1746 0,1749 0,1753 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1475 0,1479 0,1476 0,1477 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0263 0,0285 0,0312 0,0340 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22kVm 0,0211 0,0200 0,0188 0,0177 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 0,0269 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0204 0,0219 0,0233 0,0251 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0162 0,0176 0,0191 0,0207 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0110 0,0119 0,0130 0,0142 Cuenca-Monay(03) 0,0101 0,0110 0,0122 0,0135 Cuenca-Monay(03)-1 0,0098 0,0107 0,0118 0,0131 Monay(03)-Turi(08) 0,0088 0,0162 0,0181 0,0204 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0087 0,0052 0,0059 0,0066 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0068 0,0087 0,0109 0,0134 Verdillo(06)-Secc 0,0056 0,0061 0,0067 0,0073 Descanso-Azogues 0,0037 0,0040 0,0043 0,0046 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0034 0,0041 0,0049 0,0058 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0033 0,0040 0,0048 0,0058 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0011 0,0012 0,0014 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL 0,5222 0,5394 0,5566 0,5768 Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B

Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B

0,48

0,5

0,52

0,54

0,56

0,58

0,6

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

114

3.5.2.3 Carga de líneas

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 34,98831 35,01681 35,04373 35,21391 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,1053 25,1608 26,25635 27,43603 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,61919 23,65627 23,62948 23,63816 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,3694 20,81175 20,6542 19,49665 SE01-Secc(2) 21,02822 21,93381 22,21851 25,24144 Verdillo(06)-Secc 16,99182 17,72366 17,95373 20,39023 Cuenca-Monay(03) 13,1892 13,80272 14,50002 12,90504 Verdillo(06)-El Arenal(05) 12,98695 13,42618 13,86373 12,39136 Cuenca-Monay(03)-1 12,81624 13,41239 14,08996 12,54013 SE_07-SE_19 10,24382 10,24555 10,24768 10,25065 SE_19-SE_11 10,19009 10,19184 10,19399 10,19699 Monay(03)-Turi(08) 9,934227 13,6323 14,4078 10,63119 El Arenal(05)-Turi(08) 9,919566 7,578104 8,081657 10,61646 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,992683 6,23873 6,523144 6,804682 Cuenca-Ricaurte(07) 5,918102 6,970071 8,024681 8,636179 Azogues(09)-Cañar(18) 5,44454 5,668456 5,910357 6,170343 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 5,28864 5,832213 6,290592 6,764733 Descanso-Azogues 5,226907 5,452918 5,679786 5,934321 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,139817 5,140934 5,142253 5,144307 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 4,492289 5,008295 5,523385 5,457202 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 4,438442 4,9482 5,457044 5,391697 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,098154 3,479406 2,880961 1,596853 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 1,30063 1,517411 1,779146 1,616388 Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B

3.5.3 Escenario C

3.5.3.1 Voltajes

• Voltaje Mínimo

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B2 2,28 0,949 2,27 0,947 2,27 0,945 2,26 0,943 L.Cordero-6.3kV 6,00 0,953 5,98 0,950 5,96 0,946 5,94 0,943 Secc-1 21,15 0,961 21,09 0,959 21,02 0,956 20,96 0,953 Secc-2 21,19 0,963 21,13 0,960 21,06 0,957 21,00 0,955 Lentag-69kV 66,93 0,970 66,83 0,969 66,68 0,966 66,55 0,964 Verdillo-22kV 21,38 0,972 21,33 0,970 21,28 0,967 21,22 0,965 Centenario-6.3kV 6,12 0,972 6,13 0,972 6,10 0,969 6,11 0,969 Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C

115

Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C

• Voltaje Máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Descanso-6.3kV 6,45 1,023 6,44 1,022 6,44 1,021 6,43 1,021 Az-22kV 22,47 1,021 22,45 1,021 22,43 1,020 22,41 1,019 Saucay-69kV 70,15 1,017 70,12 1,016 70,08 1,016 70,04 1,015 Ricaurte-22kV 22,28 1,013 22,27 1,012 22,24 1,011 22,22 1,010 Cañar-22kV 22,27 1,012 22,25 1,011 22,21 1,010 22,18 1,008 Descanso-22kV 22,09 1,004 22,08 1,004 22,06 1,003 22,04 1,002 Sau-B2 4,17 1,003 4,17 1,002 4,17 1,002 4,17 1,001 Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C

Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C

0,925

0,930

0,935

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

0,975

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B2

L.Cordero-6.3kV

Secc-1

Secc-2

Lentag-69kV

Verdillo-22kV

Centenario-6.3kV

0,990

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Saucay-69kV

Ricaurte-22kV

Cañar-22kV

Descanso-22kV

Sau-B2

116


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2559 0,2561 0,2564 0,2566 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1321 0,1449 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0788 0,0835 0,0955 0,1028 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0586 0,0639 0,0697 0,0762 Cuenca-Monay(03) 0,0504 0,0545 0,0613 0,0668 Verdillo(06)-Secc 0,0502 0,0549 0,0603 0,0661 Cuenca-Monay(03)-1 0,0490 0,0529 0,0596 0,0649 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0477 0,0479 0,0482 0,0484 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0404 0,0481 0,0583 0,0689 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0401 0,0222 0,0271 0,0303 Monay(03)-Turi(08) 0,0401 0,0732 0,0850 0,0941 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0232 0,0272 0,0318 0,0370 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0215 0,0245 0,0292 0,0334 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0212 0,0242 0,0289 0,0330 Descanso-Azogues 0,0171 0,0186 0,0202 0,0220 SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 0,0123 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0024 0,0029 0,0036 0,0043 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0004 0,0004 0,0005 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0003 0,0007 0,0010 0,0016 TOTAL 1,0520 1,1334 1,2410 1,3377 Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C

Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

117

3.5.3.3 Carga en líneas de transmisión.

CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,74 65,66 68,79 72,04 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,26 63,90 66,90 69,41 Verdillo(06)-Secc 50,70 53,06 55,59 58,21 P.Industrial(04)-Saucay(20) 30,02 31,12 31,14 31,16 Cuenca-Monay(03) 29,99 31,11 33,01 34,45 Cuenca-Monay(03)-1 29,14 30,23 32,08 33,48 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,67 25,50 27,27 28,29 Cuenca-Ricaurte(07) 22,51 23,95 26,29 28,50 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 22,43 24,29 26,28 28,35 El Arenal(05)-Turi(08) 22,21 16,50 18,21 19,26 Monay(03)-Turi(08) 22,19 29,76 32,07 33,74 Verdillo(06)-Saymirín(10) 18,33 18,37 18,41 18,46 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,26 13,89 15,17 16,21 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,10 13,73 14,99 16,02 Azogues(09)-Cañar(18) 12,57 13,14 13,74 14,38 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 Descanso-Azogues 11,90 12,43 13,00 13,59 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 5,73 5,73 6,49 7,08 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,07 4,55 5,53 6,77 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,64 3,44 4,30 5,19 Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C

3.5.4 Escenario D

3.5.4.1 Voltajes

• Voltajes máximos

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B3 2,50 1,041 2,50 1,041 2,50 1,040 2,50 1,040 Descanso-6.3kV 6,47 1,026 6,46 1,025 6,45 1,025 6,45 1,024 Saucay-69kV 70,72 1,025 70,70 1,025 70,66 1,024 70,63 1,024 Az-22kV 22,54 1,024 22,52 1,024 22,50 1,023 22,48 1,022 Say-69kV 70,28 1,019 70,25 1,018 70,22 1,018 70,19 1,017 Corpanche-69kV 70,24 1,018 70,21 1,018 70,18 1,017 70,15 1,017 Ricaurte-22kV 22,35 1,016 22,34 1,015 22,31 1,014 22,29 1,013 Tabla 3.22-Voltajes máximos en el escenario D

118

Figura. 3.22 Curva de voltajes mínimos escenario D

• Voltajes mínimos

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-22kV 6,04 0,96 6,02 0,96 6 0,95 5,98 0,95 Secc-2 2,77 0,96 2,77 0,96 2,76 0,96 2,77 0,96 Saymirin-22kV 21,27 0,97 21,21 0,96 21,14 0,96 21,08 0,96 Secc-1 21,3 0,97 21,25 0,97 21,18 0,96 21,12 0,96 Lentag-22kV 66,91 0,97 66,81 0,97 66,66 0,97 66,52 0,96 Centenario-22kV 6,12 0,97 6,13 0,97 6,1 0,97 6,11 0,97 Say-B1 2,34 0,97 2,33 0,97 2,33 0,97 2,32 0,97 Cañar-69kV 21,46 0,98 21,48 0,98 21,42 0,97 21,41 0,97 Tabla 3.23-Voltajes mínimos en el escenario

Figura. 3.23 Curva de voltajes mínimos escenario D

0,98

0,99

1

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

2011 2012 2013 2014

Tít

ulo

de

l e

je

VOLTAJES MAXIMOS

Say-B3

Saucay-69kV

Descanso-6.3kV

Say-69kV

Corpanche-69kV

Ricaurte-22kV

Saymirin-22kV

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

2011 2012 2013 2014

P.U

Voltajes minimos

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

Secc-2

Lentag-69kV

Centenario-6.3kV

Say-B2

119


LINEA DE TRANSMISION PERDIDAS MW

2011 2012 2013 2014 SE_07-SE_19 0,3082 0,3084 0,3087 0,3090 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1813 0,1820 0,1828 0,1837 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1104 0,1208 0,1322 0,1450 SE_19-SE_20 0,0876 0,0876 0,0877 0,0878 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0762 0,0808 0,0925 0,0996 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0596 0,0652 0,0712 0,0780 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0542 0,0561 0,0592 0,0616 Cuenca-Monay(03) 0,0512 0,0553 0,0623 0,0678 Cuenca-Monay(03)-1 0,0498 0,0538 0,0605 0,0659 Verdillo(06)-Secc 0,0496 0,0543 0,0596 0,0653 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0417 0,0235 0,0285 0,0318 Monay(03)-Turi(08) 0,0417 0,0754 0,0875 0,0968 Descanso-Azogues 0,0302 0,0330 0,0361 0,0395 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0243 0,0276 0,0327 0,0372 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0240 0,0272 0,0323 0,0368 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0111 0,0122 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0056 0,0086 0,0133 0,0187 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k 0,0014 0,0024 0,0038 0,0056 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0013 0,0022 0,0034 0,0050 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0011 0,0017 0,0024 0,0033 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL 1,3464 1,4256 1,5314 1,6265 Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario

Figura. 3.24 Curva de pérdidas totales escenario D

0,0000

0,5000

1,0000

1,5000

2,0000

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS MW

120


CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,3601 65,2543 68,3566 71,5774 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,2666 63,9014 66,8979 69,4084 Verdillo(06)-Secc 50,3900 52,7288 55,2357 57,8384 SE_07-SE_19 40,9187 40,9332 40,9519 40,9696 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,6952 35,7678 35,8489 35,9309 SE_19-SE_20 30,8146 30,8255 30,8395 30,8528 Cuenca-Monay(03) 30,0512 31,2333 33,1338 34,5742 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 29,2314 29,7329 30,5414 31,1590 Cuenca-Monay(03)-1 29,2013 30,3498 32,1966 33,5962 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,5668 25,2872 27,0566 28,0781 El Arenal(05)-Turi(08) 22,3111 16,7228 18,4352 19,4852 Monay(03)-Turi(08) 22,2986 29,9920 32,3035 33,9733 Cuenca-Gualaceo(15) 17,1984 16,0846 15,3355 14,5470 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,4367 14,3150 15,5890 16,6360 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,2756 14,1433 15,4021 16,4365 Azogues(09)-Cañar(18) 12,5318 13,1007 13,6933 14,3274 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,2879 12,8503 13,4438 14,0760 Descanso-Azogues 11,8565 12,3905 12,9526 13,5452 SE_19-SE_11 10,0657 10,0693 10,0740 10,0785 Cuenca-Ricaurte(07) 7,4517 9,2689 11,5011 13,6420 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k 5,4319 7,1696 9,0463 11,0218 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,1639 5,1662 5,1694 5,1723 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,4986 5,6838 6,6729 7,9200 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,6255 3,4274 4,2846 5,1739 Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D

3.5.5 Escenario E

3.5.5.1 Voltajes


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B3 2,46 1,025 2,46 1,025 2,46 1,025 2,46 1,024 Descanso-6.3kV 6,45 1,024 6,45 1,023 6,44 1,022 6,43 1,021 Az-22kV 22,48 1,022 22,47 1,021 22,45 1,020 22,43 1,019 Ricaurte-22kV 22,30 1,014 22,28 1,013 22,26 1,012 22,24 1,011 Cañar-22kV 22,29 1,013 22,26 1,012 22,23 1,010 22,19 1,009 Saucay-69kV 69,75 1,011 69,72 1,011 69,68 1,010 69,65 1,009 Descanso-22kV 22,11 1,005 22,09 1,004 22,07 1,003 22,05 1,002 Tabla 3.26-Voltajes máximos en el escenario

121

Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E


VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B2 2,27 0,947 2,27 0,945 2,26 0,943 2,26 0,940 L.Cordero-6.3kV 6,01 0,954 5,99 0,951 5,97 0,947 5,95 0,944 Secc-1 21,17 0,962 21,11 0,959 21,04 0,956 20,98 0,953 Sau-B1 4,00 0,963 4,00 0,962 4,00 0,962 4,00 0,961 Secc-2 21,20 0,964 21,15 0,961 21,08 0,958 21,02 0,955 Lentag-69kV 66,93 0,970 66,82 0,968 66,67 0,966 66,54 0,964 Centenario-6.3kV 6,12 0,972 6,13 0,972 6,10 0,969 6,11 0,969 Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E

Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E

0,990

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Say-B3

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Ricaurte-22kV

Cañar-22kV

Saucay-69kV

Descanso-22kV

0,920

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B2

L.Cordero-6.3kV

Secc-1

Sau-B1

Secc-2

Lentag-69kV

Centenario-6.3kV

122


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,134 0,146 0,160 0,172 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,119 0,119 0,119 0,119 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,110 0,121 0,132 0,145 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,077 0,082 0,093 0,101 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,070 0,070 0,070 0,071 Azogues(09)-Cañar(18) 0,059 0,064 0,070 0,076 Cuenca-Monay(03) 0,051 0,055 0,062 0,068 Verdillo(06)-Secc 0,050 0,055 0,060 0,066 Cuenca-Monay(03)-1 0,050 0,054 0,060 0,066 El Arenal(05)-Turi(08) 0,041 0,023 0,028 0,031 Monay(03)-Turi(08) 0,041 0,075 0,087 0,096 Cuenca-Ricaurte(07) 0,030 0,037 0,046 0,055 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,024 0,027 0,032 0,036 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,023 0,026 0,031 0,036 SE_07-SE_19 0,019 0,019 0,019 0,019 Descanso-Azogues 0,017 0,019 0,020 0,022 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,016 0,019 0,023 0,028 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,011 0,012 0,013 0,015 SE01-Secc(2) 0,009 0,010 0,011 0,012 SE_19-SE_11 0,003 0,003 0,003 0,003 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,001 0,001 0,001 0,001 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,001 0,001 0,002 0,003 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,000 0,000 0,001 0,001 TOTAL 0,956 1,037 1,144 1,240 Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E

Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E


0

0,5

1

1,5

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

123

CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,69 65,61 68,73 71,98 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,27 63,90 66,90 69,41 Verdillo(06)-Secc 50,66 53,01 55,54 58,16 Cuenca-Monay(03) 30,09 31,27 33,17 34,62 Cuenca-Monay(03)-1 29,24 30,39 32,24 33,64 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,49 25,21 26,98 28,00 El Arenal(05)-Turi(08) 22,40 16,82 18,53 19,58 Monay(03)-Turi(08) 22,39 30,08 32,39 34,06 Verdillo(06)-Saymirín(10) 22,11 22,16 22,21 22,27 P.Industrial(04)-Saucay(20) 21,22 21,23 21,24 21,26 Cuenca-Ricaurte(07) 19,29 21,22 23,55 25,75 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 18,67 20,53 22,51 24,57 Cuenca-Gualaceo(15) 17,20 16,08 15,34 14,55 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,61 14,49 15,76 16,81 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,45 14,32 15,57 16,61 Azogues(09)-Cañar(18) 12,56 13,14 13,73 14,37 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 12,11 12,61 13,40 14,01 Descanso-Azogues 11,89 12,42 12,99 13,58 SE_07-SE_19 10,27 10,28 10,28 10,29 SE_19-SE_11 10,22 10,22 10,23 10,23 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,99 6,14 7,11 8,35 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,63 3,44 4,30 5,19 Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E

3.5.6 Escenario F

3.5.6.1 Voltajes


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,70 1,032 22,70 1,032 22,69 1,031 22,68 1,031 Descanso-6.3kV 6,50 1,031 6,49 1,031 6,49 1,030 6,49 1,030 Say-B3 2,47 1,031 2,47 1,030 2,47 1,030 2,47 1,030 Az-22kV 22,64 1,029 22,63 1,029 22,62 1,028 22,61 1,028 Turi-22kV 22,50 1,023 22,40 1,018 22,40 1,018 22,38 1,017 Ricaurte-22kV 22,39 1,018 22,38 1,017 22,36 1,016 22,34 1,016 Arenal-22kV 22,33 1,015 22,34 1,015 22,33 1,015 22,31 1,014 Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F

124

Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F


VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B1 2,25 0,936 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,929 Sau-B2 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,959 L.Cordero-6.3kV 6,17 0,979 6,16 0,978 6,15 0,977 6,08 0,965 Secc-1 21,57 0,980 21,55 0,979 21,53 0,978 21,37 0,971 Secc-2 21,58 0,981 21,56 0,980 21,54 0,979 21,38 0,972 Saymirin-22kV 21,63 0,983 21,61 0,982 21,59 0,982 21,47 0,976 Verdillo-22kV 21,64 0,983 21,62 0,983 21,60 0,982 21,48 0,976 Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F

Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Descanso-6.3kV

Say-B3

Az-22kV

Turi-22kV

Ricaurte-22kV

Arenal-22kV

0,900

0,910

0,920

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B1

Sau-B2

L.Cordero-6.3kV

Secc-1

Secc-2

Saymirin-22kV

Verdillo-22kV

125


PERDIDAS LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2553 0,2555 0,2557 0,2560 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1805 0,1812 0,1820 0,1828 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1342 0,1460 0,1601 0,1723 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1206 0,1320 0,1447 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0854 0,0903 0,1027 0,1103 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0584 0,0637 0,0695 0,0759 Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0593 0,0650 Cuenca-Monay(03) 0,0485 0,0525 0,0592 0,0646 Cuenca-Monay(03)-1 0,0471 0,0510 0,0575 0,0628 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0361 0,0193 0,0238 0,0268 Monay(03)-Turi(08) 0,0361 0,0677 0,0791 0,0878 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Descanso-Azogues 0,0170 0,0185 0,0201 0,0219 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0150 0,0176 0,0216 0,0252 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0148 0,0173 0,0213 0,0249 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0144 0,0190 0,0255 0,0325 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0041 0,0046 0,0056 0,0064 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0023 0,0037 0,0055 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0006 0,0003 0,0001 0,0000 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0004 0,0004 0,0005 0,0009 TOTAL 1,1410 1,2148 1,3134 1,4015 Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F

Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

126


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,1074 25,1630 26,2586 27,4452 SE01-Secc(2) 21,3526 22,2744 22,5650 25,6494 Verdillo(06)-Secc 17,2539 17,9989 18,2338 20,7200 Cuenca-Monay(03) 13,9163 14,5302 15,2263 15,9775 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k 13,9110 14,5102 14,6991 16,6528 Cuenca-Monay(03)-1 13,5228 14,1193 14,7957 15,5256 P.Industrial(04)-Saucay(20) 13,4425 13,4455 13,4487 13,4555 Verdillo(06)-El Arenal(05) 11,6625 12,1011 12,5415 12,9547 Monay(03)-Turi(08) 11,3526 15,0551 15,8287 16,6647 El Arenal(05)-Turi(08) 11,3379 8,9840 9,4880 10,0367 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 10,8301 11,1381 11,4221 11,8763 SE_07-SE_19 8,1401 8,1416 8,1433 8,1463 SE_19-SE_11 8,0535 8,0550 8,0567 8,0597 Cuenca-Ricaurte(07) 7,9505 9,0179 10,1159 11,3143 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 7,0581 7,5838 8,1079 8,7076 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 6,9734 7,4928 8,0106 8,6032 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,9960 6,2423 6,5269 6,8128 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 5,9582 5,5695 5,1695 4,7707 Azogues(09)-Cañar(18) 5,4295 5,6530 5,8940 6,1536 Descanso-Azogues 5,2120 5,4377 5,6637 5,9179 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,1484 5,1497 5,1510 5,1538 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 3,8628 4,4787 5,1259 5,9090 Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F

127

3.6 CONCLUSIONES

3.6.1 Voltajes máximos en los nodos.

Los valores de tensión máximo que están dentro del rango + 5% permitidos

dentro del anillo no se tiene en ningún caso, por lo que no se debe aplicar correctivo

alguno, normalmente las tensiones más altas dentro del anillo de la EERCS se

presentan al tener una baja potencia de consumo.

VOLTAJES MAXIMOS

ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo A Say-B3 2,46 1,0265 34,13

B Saymirin-22kV 22,72 1,0327 1,36

C Descanso-6.3kV 6,45 1,0232 35,28

D Say-B3 2,50 1,0412 35,24 E Say-B3 2,46 1,0255 34,03

F Cañar-22kV 22,70 1,0318 -2,04 Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios

El valor más alto de tensión se presenta en el escenario D, que es atípico en la normal

operación del sistema eléctrico de potencia solamente ocurre en caso de daño o

mantenimiento de la línea que sale de la central de Saucay hacia la S/E 4.

3.6.2 Voltajes mínimos en los nodos

Los valores de tensión mínimo según los datos proyectados hasta el 2014 se

puede observar en la siguiente tabla.

VOLTAJES MINIMOS

ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo A L.Cordero-6.3kV 6,05 0,9609 22,97

B Sau-B1 4,08 0,9799 33,08

C Say-B2 2,28 0,9492 -152,15

D L.Cordero-6.3kV 6,04 0,9589 22,78 E Say-B2 2,27 0,9470 -152,99

F Say-B1 2,25 0,9364 -153,34 Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios

128

• Los valores que bajan por del valor permisivo que es el -5%, se presentan en el

escenario E que es el más bajo, este escenario la central hidroeléctrica Saymirín

tiene ese nivel de tensión debido a que sus generadores están fuera de operación

por bajo nivel de agua, pero la línea se encuentra conectado y con ellos los

transformadores de potencia de cada generador.

• En el caso de escenario C, se puede observar que el valor de tensión está por

debajo del 5% permitido, estos niveles viene trabajando la central de Saymirín

desde hace algunos años y por ahora la empresa Elecaustro no da ningún

correctivo debido a que la central Saymirín va salir de operación comercial

máximo en un año más que dure la construcción del proyecto de Saymirín V, el

cual tendrá una nueva línea de transmisión cambiando el valor de salida a 69KV

para su transmisión.

• En la subestación L.cordero se presentan niveles bajos en las barras debido a que

la energía de proviene de las centrales de Saymirín en sus fase 1-2, que el nivel

de evacuación de energía es a 22KV, y la recibe un transformador que

disminuye a 6,3 KV, por lo que se sugiere cambiar el sistema de transmisión

tanto en alta tensión hasta la subestación #01, como la distribución de 6,3 KV

en el centro Histórico

3.6.3 Perdidas en las líneas

ESCENARIO

PERDIDAS MW

2011 2012 2013 2014

A 1,141 1,215 1,313 1,401

B 0,522 0,539 0,557 0,577

C 1,052 1,133 1,241 1,338

D 1,328 1,403 1,504 1,594

E 0,956 1,037 1,144 1,240

F 0,236 0,253 0,270 0,294

Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios.

Los análisis para el escenario en cuanto a las pérdidas se da las siguientes

conclusiones.

129

• En el escenario A con el escenario D, se los evalúa con la misma carga y la

misma generación, pero la diferencia es que se cambia la línea de transmisión de

evacuación de la central Saucay, la salida que normalmente se usa es desde Saucay

hasta la S/E 4, pero planteamos la salida por la S/E 7 debido a que cuando la empresa

Elecaustro pide evacuar la generación por esa línea se tiene hacer concesión de salida

por esa línea a la EERCS, uno de los motivos que podemos distinguir es que sube las

pérdidas al evacuar de la manera planteada. A un costo de $0,058559 que es el precio

de venta del KW/H de Elecaustro en la tabla 3.37 se puede observar los costos por

ese concepto.

En el siguiente cuadro podemos ver la diferencia que se da:

ESCENARIO PERDIDAS MW

2011 2012 2013 2014 A 1,141 1,215 1,313 1,401 D 1,328 1,403 1,504 1,594

DIFRENCIA 0,187 0,188 0,191 0,193 costos diarios $ 262,813 264,218 268,434 271,245 Tabla 3.37-Comparacion de perdidas en los escenarios A y D

• En el escenario F, se tiene menores perdidas en el anillo de 69 KV, se debe

principalmente al consumo bajo de carga en las subestación, pero adicionalmente

este escenario es comparativo con el escenario B, el cual tiene la misma carga pero

las pérdidas son mayores, esto debido a que en el escenario B, se tiene una

considerable aporte de los generadores de Elecaustro, mientras en el escenario F el

aporte es casi nulo, se toma un 80 % de energía del sistema nacional interconectado.

ESCENARIO PERDIDAS MW

2011 2012 2013 2014 B 0,522 0,539 0,557 0,577 F 0,236 0,253 0,27 0,294

DIFRENCIA 0,286 0,286 0,286 0,283 costos diarios $ 401,949 401,949 401,949 397,733 Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F

3.6.4 Inyección de potencia

130

La EERCS como generación de energía en la región que llega directamente

son los generadores de Elecaustro y los generadores de Hidroabanico, la energía del

sistema interconectado se toma para suplir la demanda que no se tiene en la región.

En la tabla 3.39 podemos ver la inyección de energía del S.N.I en cada uno de los

escenarios planteados.

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MW) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014

A CUE/69 38,40 43,00 48,55 53,40 SCAY/69 19,96 21,53 23,77 25,60

B CUE/69 1,90 4,17 6,45 9,22 SCAY/69 9,52 10,47 11,47 12,48

C CUE/69 45,74 50,35 55,91 60,76 SCAY/69 23,65 25,23 27,46 29,30

D CUE/69 34,23 38,83 44,39 49,23 SCAY/69 24,31 25,88 28,12 29,95

E CUE/69 43,87 48,47 54,04 58,88 SCAY/69 24,75 26,32 28,56 30,39

F CUE/69 21,68 23,98 26,21 29,06 SCAY/69 13,04 14,01 14,96 16,00

Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MVAR) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014

A CUE/69 12,88 13,44 14,79 15,71 SCAY/69 3,35 3,78 4,59 5,26

B CUE/69 5,57 5,71 6,11 7,27 SCAY/69 -0,27 -0,08 0,18 0,70

C CUE/69 14,46 15,04 16,42 17,37 SCAY/69 4,44 4,89 5,72 6,41

D CUE/69 11,90 12,46 13,81 14,73 SCAY/69 5,10 5,53 6,35 7,02

E CUE/69 13,86 14,45 15,82 16,77 SCAY/69 4,60 5,05 5,88 6,57

F CUE/69 -4,30 -4,09 -3,68 -2,76 SCAY/69 0,68 0,88 1,15 1,80

Tabla 3.40 Potencia reactiva absorbida desde el S.N.I

131

En máxima demanda como lo son escenarios A , D y F, que se tiene la mayor

cantidad de carga que ingresa AL anillo de 69 KV, que el máximo llega a los 58,56

MW, sumado el ingreso por las subestaciones de Sinincay y Cuenca.

En el escenario B que es donde se tiene una máxima generación por temporada

lluviosa y una carga mínima de consumo de los alimentadores, se puede observar que

no compensa totalmente el consumo de energía de las subestaciones de la EERCS.

3.6.5 Carga en las líneas de transmisión

Las líneas están diseñadas para soportar la carga suficiente del consumo proyectada

hasta el año 2014 que se ha realizado en el presente proyecto, tal es que el máximo

de porcentaje de carga es del 71,42 %, en relación a la capacidad de corriente que

tiene cada línea, las cuales van a ser diferentes según el conductor que se tenga.

ESCENARIO CARGAS EN LAS LINEAS MAXIMAS

2011 2012 2013 2014 A SE01-Secc(2) 62,23 65,12 68,21 71,42 B Verdillo(06)-Saymirín(10) 34,99 35,02 35,04 35,21 C SE01-Secc(2) 62,74 65,66 68,79 72,04 D SE01-Secc(2) 62,36 65,25 68,36 71,58 E SE01-Secc(2) 62,69 65,61 68,73 71,98 F Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 27,45

Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios

3.6.6 Sobrecarga en transformadores

Al correr simulación en los flujos de potencia no se tiene sobrecarga en los

transformadores de las centrales de Elecaustro, esto aun que no se trabaja en función

de una barra PV, regulando tensión en la barra, sino se la regula con un factor de

potencia suministrado normalmente a 0,95, y en caso de pedir el CENACE, se puede

inyectar reactivos hasta un factor de potencia máximo de 0,8

En donde si existe una sobrecarga en el transformador es en la subestación #3 de

Monay, en las horas pico trabaja hasta un 117 % den su capacidad, pero está dentro

de su rango debido a que tiene ventilación forzada y se puede sobrecargar, pero

132

debido a esta sobrecarga se propone la construcción de la subestación #8 la cual

ayudar a aliviar la carga de la subestación de Monay.

Porcentaje de carga de los transformadores (%) TRAFO 2011 2012 2013 2014

T011 L.Cordero-6.3kV 70,43 73,69 77,20 80,83 T012 L.Cordero-6.3kV 71,39 74,70 78,25 81,93 T101 Say-B1 81,86 82,03 82,21 82,40 T102 Say-B1 81,37 81,54 81,72 81,91 T103 Say-B2 80,22 80,38 80,56 80,75 T104 Say-B2 80,22 80,38 80,56 80,75 T111 Say-B3 81,88 81,91 81,95 81,98 T121 Descanso-6.3kV 63,52 63,57 63,64 63,71 T201 Sau-B1 84,64 84,67 84,72 84,76 T202 Sau-B2 88,42 88,46 88,51 88,55 T203 Sau-B3 88,42 88,46 88,51 88,55 T021 Centenario-6.3kV 60,81 63,42 66,40 68,89 T022 Centenario-6.3kV 60,81 63,42 66,40 68,89 T034 Monay-22kV 111,76 95,58 99,92 103,41 T035 Monay-22kV 117,72 100,68 105,25 108,93 T041 P.Industrial-22 75,22 79,38 83,80 88,39 T042 P.Industrial-22 64,43 67,99 71,78 75,72 T051 Arenal-22kV 97,10 84,52 92,25 96,39 T052 Arenal-22kV 89,61 78,01 85,14 88,95 T071 Ricaurte-22kV 55,54 57,98 60,55 63,27 T072 Ricaurte-22kV 55,54 57,98 60,55 63,27 T081 Turi-22kV 66,58 69,56 72,65 T091 Az-22kV 26,58 27,74 29,00 30,27 T122 Descanso-22kV 37,07 35,99 34,80 33,61 T123 Descanso-22kV 37,05 35,97 34,78 33,59 T141 Lentag-22kV 67,51 70,60 73,86 77,33 T181 Cañar-22kV 69,00 72,13 75,39 78,89 Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores

3.6.7 Crecimiento de la demanda de energía en el anillo de 69KV

El crecimiento de la demanda planteada desde la EERCS, es de el 4,44 %

anual, pero a nivel de generación se debería tener un nivel de crecimiento o mayor

para atender a la región de la EERCS.

133

DEMANDA DE ENERGIA HASTA EL AÑO 2014 año 2011 2012 2013 2014 total 140,2 146,4 152,9 159,7

Tabla 3.43 Proyección de demanda de carga en las subestaciones de la EERCS

Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS

130,00

135,00

140,00

145,00

150,00

155,00

160,00

165,00

2011 2012 2013 2014

MW

Crecimiento de la demanda

134

CAPITULO IV

EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA OCAÑA

4.1 DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA

4.1.1 Ubicación.

La central Hidroeléctrica Ocaña, está ubicada en el recinto Javi, parroquia

Ducur, cantón Cañar de la provincia del Cañar, para su acceso se la realiza por la vía

Duran-Tambo, para el acceso a obras de captación se lo hace desde la población de

Javin por el camino que conduce a San Antonio, con una topografía accidentada y el

clima subtropical húmedo una temperatura media de 22 grados C, y una precipitación

media anual de 1400 mm

Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña

4.1.2 Datos de generación.

La central Hidroeléctrica Ocaña, su potencia instalada es de 26 MW, con dos

turbinas tipo pelton de eje vertical a 4 inyectores con una velocidad de 600 rpm y una

velocidad especifica de 21,17.

135

• El factor de planta calculada en el diseño es de 0,9

• la energía estimada media anual es de 203.099 MWH/año

• promedio de 23 MWH

• Potencia nominal por generador 13 MW

• Altura neta 373 m

• diámetro de válvula esférica 0,8 m

4.1.3 Transformador

La subestación Ocaña está constituida por 2 transformadores de 15 MVA

cada uno, al entrar en sincronismo la unidad correspondiente entra en línea con el

transformador a través de un interruptor SF6. Las características del transformador

son las siguientes:

• Tipo…………… cKOUM 138 9-09 s/69

• Serial…………. 298967

• Año……………. 2009

• Potencia ………. 15 MVA

• Numero de fases……….. 3

• Voltaje primario……….. 13.8 KV

• Voltaje secundario…….. 69/39.837 KV

• Corriente Primario…….. 627,6 A

• Corriente Secundario…… 125.5

• Frecuencia…………. 60 HZ

• Impedancia % …………. 8,47%

• Corriente de cortocircuito………. 7,41 KA

• Tiempo máximo en cortocircuito térmico……….. 2 seg.

• Liquido Aislante………….. Aceite mineral Inhibido

• Aislamiento clase…………. A

• Grupo de coneccion…………YNd5

• Temperatura máxima ambiente…………400

• Altura de diseño…………….1000m

136

4.1.4 Línea de transmisión

Las características del conductor que se usa para la conducción de potencia

desde la central Hidroeléctrica Ocaña se puede ver en la tabla 4.1

CARACTERISTICAS ACAR 750 CALIBRE

750 AWG O MCM

SECCION (mm2)

184,86 1350 H19 SECCION (mm2)

195,14 6201 T81

SECCION TOTAL

380 mm2 FORMACION

18x3,62 + 19x3,62

No. de hilos por diametro (mm)

1350 H19 / 6201 T81 DIAMETRO

25,34 EXTERIOR (mm)

PESO(Kg/Km)

509 1350 H19

PESO (Kg/Km)

535 6201 T81 PESO TOTAL

1044 Kg/Km

RESISTENCIA

0,1312

C.C. A 20ºC

ohms/Km.

CAPACIDAD (AMP.) 807 DE CORRIENTE

Tabla 4.1 Características técnicas del conductor ACAR Fuente:www.cyaconductores.com.ar/documentos/CyA_Catalogo_Lineas_Aereas_Acar.pdf

La salida de generación desde la central hidroeléctrica Ocaña es a 69 kV a

doble terna, con una longitud de 41 km. Parte de la S/E junto a casa de máquinas y se

conecta a Subestación Cañar de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Centro

137

Sur C.A., ubicada en la ciudad de Cañar, en donde se une con el anillo de 69 KV de

la EERCS

Para el cálculo aproximado de la impedancia de la línea de transmisión tenemos los

siguientes datos de las líneas:

• Distancia 41 Km

• Tipo de conductor ACAR

• Línea de transmisión doble terna

Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750

En la grafica 4.3 se puede observar donde va ubicada la línea de transmisión

en el DIgSILENT, y físicamente va ir conectado desde la subestación de Ocaña hasta

la Subestación de Cañar, además se hace énfasis que es de doble terne la línea debido

a que va ser un factor importante en el presente análisis.

Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña

138

4.2 DIAGRAMA UNIFILAR SEP A EVALUAR FLUJOS DE

CARGA.

4.2.1 Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT

En el proyecto a evaluar los flujos de potencia debemos diseñar dentro del

diagrama unifilar las barras, generadores, transformadores y líneas de transmisión de

la central hidroeléctrica Ocaña, para esto realizamos el siguiente procedimiento

En la barra de gráficos del DIgSILENT que muestra la figura 4.4 se tiene los

diferentes símbolos a usar en la construcción de la central hidroeléctrica Ocaña para

la simulación del presente proyecto, entre ellos están:

• Barra simple.

• Maquina Síncrona (generador)

• Transformador de dos devanados

• Línea de transmisión

Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT

139

Para empezar a digitalizar las maquinas y líneas que van conectados a la

subestación Ocaña en DIgSILENT, comenzamos introduciendo las barras,

escogiendo en la barra de gráficos del DIgSILENT la barra simple que se indica en el

grafico 4.4

Al graficar las barras se van a tener el grafico de la figura 4.5

Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT

Como siguiente paso procedemos a escoger en la barra grafica del

DIgSILENT la opción de transformador de dos devanados, damos un clic en la

primera barra y nos aparecerá algo así:

Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT

La interpretación al grafico es que se puede poner hasta 4 elementos

conectados a la barra, escogemos cualquiera de los puntos de las barras y para la

140

conexión de la otra barra va salir algo parecido a la figura 4.6, donde ponemos

igualmente el número que va ir conectado la barra y tendremos el transformador

conectado como muestra la Figura. 4.7

Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT

El mismo procedimiento se realiza para colocar el siguiente transformador.

Se continua insertando las maquinas síncronas o generadores, para esto se toma de la

barra de gráficos de la Figura. 4.4 la opción de maquina síncrona damos clic a la

barra de baja tensión que se desea colocar y vamos a obtener la figura 4.8.

Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT.

141

El mismo procedimiento se realiza para el siguiente generador

Para insertar la línea de transmisión procedemos a escoger de la barra de gráficos

(Figura 4.4) la opción línea de transmisión, y se la conecta desde la barra de 69 KV

de la subestación Ocaña hasta la barra de 69 KV de la subestación Cañar que es

donde se une al anillo interconectado de 69 KV de la EERCS.

En la grafica 4.9 se puede observar

Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT.

4.2.2 Configuración

4.2.2.1 Configuración de generadores.

Para la configuración de los generadores se da doble clic en el grafico del generador

y se obtiene una ventana como la del grafico 4.10

142

Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT

En esta ventana se puede configurar:

• Name. El nombre del generador que se va utilizar en el analisis

• Out of service.- Esta opción da la posibilidad de contar o no con el generador

para el análisis

• Type.- el tipo de generador que previamente se carga en la librería del

proyecto, para esto se procede abriendo la pestaña y obtenemos un grafico

como el de la figura 4.11

Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña

143

Se escoge el generador G-Ocaña1, e instantáneamente se carga los datos referentes al

generador de Ocaña

Para la configuración de la carga del generador se da clic en la ventana Load Flow de

la Figura. 4.10 y tenemos el siguiente grafico:

Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT

En la grafica 4.12 se configura la potencia de generación que puede ir desde

la carga máxima de 13 MW, hasta un valor predeterminado por el usuario.

Además se configura el modo local del controlador de voltaje que puede ser:

• Factor de potencia

• Voltaje

144

Generalmente en todas las centrales que están dentro del anillo de 69 KV, es

decir Los generadores pertenecientes a Elecaustro se maneja por el factor de

potencia, en las centrales hidroeléctricas de Hidroabanico dos de ellas se hace la

simulación con controlador de voltaje.

4.2.2.2 Configuración de transformadores

Para la configuración de los transformadores, se da doble clic en el símbolo del

transformador y enseguida aparece una pantalla como la de la figura 4.13

Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña

En la pantalla se procede a cargar desde la librería el tipo de transformadores

dando clic en Type y se escoge la opción selec global type, inmediatamente manda

a escoger en la librería donde se escoge los transformadores previamente cargados

par la central hidroeléctrica Ocaña.

145

4.2.2.3 Configuración de la línea de transmisión

La línea de transmisión se configura haciendo doble sobre su símbolo en el

diagrama unifilar, luego se tendrá una pantalla como la figura 4.15

Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña

Se puede configurar los siguientes aspectos en la línea de transmisión:

• Nombre. el cual va a tener durante la simulación y la filtración de

resultados

• Longitud la distancia que va a tener la línea de transmisión (41 km)

• Tipo. Es el tipo de línea de transmisión

146

• Out service La opción de usar o no la línea de transmisión en los

modelados

4.2.2.4 Configuración de barras

Para la configuración de barras de igual manera se da doble clic sobre cada

una de las barras que se va a configurar y se obtiene una pantalla como de la figura

4.15

Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT

En esta pantalla se configura:

• el nombre de la barra que va a llevar en el estudio y en los resultados

• La tensión de la barra en este caso tenemos en la subestación de Ocaña la

salida de generación a 13.8 KV, y la salida del transformador hacia la

subestación Cañar a 69KV

• Tipo de barra que se escoge directamente de la librería en la base de datos.

4.2.3 Diagrama final luego de incluir la central hidráulica Ocaña

147

En el anexo 2 podemos encontrar el plano donde se encuentra ya conectada la

central hidroeléctrica Ocaña, incluido los generadores, transformadores, barras y

línea de transmisión

4.3 ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS

FLUJOS DE CARGA

En el estudio de los flujos de carga se debe plantear posibles escenarios que se

puedan dar en la operación del SEP, con esto podemos detectar fortalezas y

debilidades del mismo, por lo que vamos a plantear los siguientes escenarios.

• Flujo de carga en temporada lluviosa.

Dentro de temporada lluviosa podemos clasificar el flujo de carga

en función de las potencias máximas de los generadores y carga

máxima dada por el departamento de planificación de la EERCS

Dentro de temporada lluviosa se va plantear en función de las

potencias mínimas de las cargas entregadas por la EERCS y

mínima potencia entregada por la empresa ELECAUSTRO,

Escenario atípico en temporada lluviosa, parada de unidades en la

central Saymirín por exceso de lluvias y demasiada agua turbia

Se incluye dos escenarios que se derivan del estudio de una nueva

línea de transmisión a nivel de 69 KV desde la Subestación de

Sinincay hasta la Subestación de Ocaña.

• Flujo de carga en temporada de estiaje

Flujo de carga con las máximas potencias generadas por la empresa

ELECAUSTRO, en temporada de estiaje, y las cargas en los

alimentadores de la EERCS a máxima potencia, para esto se toma

como referencia en generación la potencia dada a partir de las

19:00

148

Flujo de carga con las potencias mínimas en los generadores de

ELECAUSTRO, y carga mínima que normalmente se dan a la

misma hora 2 am.

4.3.1 Escenario en temporada lluviosa

4.3.1.1 Escenario A

El escenario A tenemos un factor de carga de todas las centrales tanto hidráulicas

como térmicas a un factor de planta de 1, debido a que este escenario se plantea en

época lluviosa pero en hora pico de demanda del sistema nacional, por ende la

central del descanso es tomada en cuenta por el CENACE para trabajar normalmente

a su plena carga

En lo referente a la carga en los alimentadores se realiza la simulación con la carga

máxima de las subestaciones que se presento en la tabla 1.1

En la tabla 3.5 se tenía el mismo escenario planteado, pero ahora se hace el análisis

del mismo agregando la potencia de la tabla 4.1 que pertenece a Ocaña.

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 13,000 -1,394 OCAÑA 2 13,000 -1,000 Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A Fuente: Elecaustro.

4.3.2.1 Escenario B

En el planteamiento para el escenario B, tenemos el consumo mínimo en las

subestaciones de la EERCS, y con potencia de generación hidráulica que es alto por

encontrarse en una temporada lluviosa, la potencia de generación en la central

térmica del descanso es cero debido al alto aporte de las centrales hidráulicas, por lo

general este escenario se presenta a las 2 am

149

En la tabla 3.6 se tiene los valores de generación con que se plantea este escenario,

además se agrega la potencia de la tabla 4.2 perteneciente a Ocaña, los valores de

consumo de los alimentadores son las cargas mínimos ya expuestas en la tabla 1.2

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 11 -1,743555 OCAÑA 2 11 -1,499965 Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B Fuente: Elecaustro.

Este tipo de escenario se presenta en temporada lluviosa pero con carga baja de

consumo en las subestaciones de la EERCS, generalmente se da a las 02:00

4.3.1.2 Escenario C

Flujo de carga con carga mínima en la central de Saymirín por cierre del

bocacaz y máxima potencia de consumo de los alimentadores de la EERCS y

máxima carga los generadores.

Este escenario como ya se explico en el capítulo 3, sucede solamente en temporada

lluviosa, para el análisis de este escenario recurrimos al siguiente planteamiento de

generación de energía, que será el mismo del escenario C en el capitulo 3, la tabla

3.7, con la variante del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV.

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 13,000 -1,394 OCAÑA 2 13,000 -1,000 Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C Fuente: Elecaustro.

4.3.1.3 Escenario D

Flujo de carga con carga evacuando por la S-E 7 la central hidroeléctrica de

Saucay a carga máxima de generadores y carga, hora pico.

150

En este escenario incluiremos un factor de planta de 1 para las centrales

hidroeléctricas de Ocaña Y Saymirín, Saucay y el descanso tomando como referencia

de carga la expuesta en la tabla 3.4. Las cargas de los alimentadores son la expuestas

en la tabla 3.1, a máxima potencia de consumo que se da en hora pico (19:00)

4.3.2 Escenario en temporada de estiaje

4.3.2.1 Escenario E

Flujo de carga con potencia máxima en los generadores y potencia máxima en los

alimentadores

Este planteamiento además de las cargas expuestas en la tabla 3.1, se tiene como

inclusión la central de Ocaña con un factor de planta de 1 con una potencia de 26

MW, La máxima potencia que hace alusión este planteamiento se da en la hora pico

donde se trabaja con toda la potencia nominal por 4 horas aproximadamente que es

lo previsto para que el tanque de la bocatoma de Ocaña se vaciara (fig. 4.17).

Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña

4.3.2.2 Escenario F

Flujo de carga con potencia mínima para los generadores y potencia mínima para

los alimentadores de la EERCS

151

Este escenario se presenta a partir de las 2:00 AM, cuando la carga tanto de

consumo de las subestaciones como el de potencia de generación es mínima, se

plantea los mismos valores de generación expuestos en la tabla 3.6 del capítulo 3,

además se plantea la central hidroeléctrica Ocaña con un factor de planta del 50 %

dando los siguientes valores de generación.

CENTRAL MW MVAR OCAÑA 1 0 0 OCAÑA 2 13 -3,0 Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F Fuente: Elecaustro.

4.3.2.3 Escenario G

Flujo de potencia por la línea proyectada desde la s/e Cañar hasta la s/e de sinincay

con potencias de generación y consumo en las subestaciones máximas.

Antecedentes.

La Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A., distribuidora de energía

eléctrica en Azuay, Cañar y Morona Santiago, planifica construir la línea que

unirá la Subestación Sinincay, de propiedad de CELEC EP - TRANSELECTRIC

y la Subestación # 18, ubicada en el sector de Huantug del cantón Cañar de

propiedad de la CENTROSUR, una vez que se encuentra en operación la primera

de las Subestaciones nombradas,

La Subestación Sinincay fue inaugurada el miércoles 27 de abril de 2011, forma

parte del sistema de transmisión Zhoray - Sinincay que permitirá atender el

crecimiento de la demanda de energía eléctrica de las provincias de Azuay, Cañar,

Loja, Morona Santiago y Zamora Chinchipe.

La línea aérea de 69 KV (Kilovoltios) que construirá la CENTROSUR tendrá una

longitud aproximada de 32 kilómetros y contará con conductores tipo ACAR

calibre 750 MCM, tendidos en un 80 por ciento sobre sectores rurales y un 20 por

ciento sobre sectores urbano marginales y permitirá mejorar el sistema eléctrico,

proporcionándole mayor confiabilidad y dotándole de un medio para la

evacuación de la energía que se generará en la Central Ocaña, que construye

Elecaustro en la zona.

152

El escenario para el flujo de potencia planteado se desarrolla con las máximas

potencias tanto de generación como de consumo de las subestación ya

anteriormente planteada en el escenario A, tablas 3.1 y 3.5

4.3.2.4 Escenario H

Flujo de potencia por la línea proyectada desde la S/E Cañar hasta la S/E Sinincay

con potencias de generación y consumo en las subestaciones máximas.

Este escenario se plantea de igual manera que el anterior evacuando por la línea de

transmisión planteada por la EERCS a construir, la diferencia es que se evalúa con

potencias mínimas de consumo de las subestaciones y mínima potencia de

generación en temporada lluviosa. Tablas 3.2 y 3.6

4.4 EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE

DIGSILENT

Para la evaluación de los flujos de carga en DIgSILENT previamente se tiene

cargado en diagrama unifilar donde se ingresa la central hidroeléctrica Ocaña, su

línea de transmisión, y los transformadores.

En la evaluación se toma en cuenta los diferentes escenarios planteados, para todos

los escenarios se los hace correr flujos de la siguiente manera:

4.4.1 Escenario A

4.4.1.1 Voltaje

• Niveles de tensión mínimos

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-6.3kV 6,05 0,961 6,03 0,958 6,01 0,954 5,99 0,951 Secc-1 21,32 0,969 21,26 0,966 21,20 0,964 21,14 0,961 Lentag-69kV 66,96 0,970 66,86 0,969 66,71 0,967 66,58 0,965 Secc-2 21,36 0,971 21,30 0,968 21,24 0,965 21,18 0,963 Say-B2 2,34 0,977 2,34 0,975 2,33 0,973 2,33 0,971 Verdillo-22kV 21,55 0,979 21,50 0,977 21,45 0,975 21,40 0,973 P.Industrial-22 21,61 0,982 21,58 0,981 21,54 0,979 21,51 0,978 Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña.

153

Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña.

• Niveles de tensión máximos

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,74 1,034 22,73 1,033 22,71 1,032 22,70 1,032 Say-B3 2,46 1,027 2,46 1,026 2,46 1,026 2,46 1,025 Descanso-6.3kV 6,46 1,025 6,46 1,025 6,45 1,024 6,45 1,023 Az-22kV 22,55 1,025 22,54 1,025 22,53 1,024 22,52 1,024 Saucay-69kV 70,24 1,018 70,21 1,018 70,17 1,017 70,14 1,017 Ricaurte-22kV 22,32 1,015 22,31 1,014 22,28 1,013 22,26 1,012 Saymirin-22kV 22,32 1,014 22,27 1,012 22,22 1,010 22,17 1,008 Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña.

Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña.

0,930

0,940

0,950

0,960

0,970

0,980

0,990

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

L.Cordero-6.3kV

Secc-1

Lentag-69kV

Secc-2

Say-B2

Verdillo-22kV

P.Industrial-22

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Say-B3

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Saucay-69kV

Ricaurte-22kV

Saymirin-22kV

154


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4783 0,4641 0,4496 0,4344 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2553 0,2555 0,2557 0,2560 Ocaña_Cañar 0,2041 0,2040 0,2038 0,2036 OCAÑA-CAÑAR 0,2041 0,2039 0,2037 0,2036 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1806 0,1729 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1805 0,1812 0,1820 0,1828 Descanso-Azogues 0,1223 0,1186 0,1148 0,1109 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1206 0,1320 0,1447 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0973 0,1026 0,1158 0,1239 Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0593 0,0650 Cuenca-Monay(03) 0,0451 0,0492 0,0558 0,0610 Cuenca-Monay(03)-1 0,0439 0,0478 0,0542 0,0592 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0297 0,0146 0,0186 0,0213 Monay(03)-Turi(08) 0,0297 0,0588 0,0694 0,0776 Monay(03)-P.Centenario(02)s 0,0258 0,0000 0,0000 0,0000 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0215 0,0227 0,0247 0,0263 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0149 0,1460 0,1601 0,1723 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0097 0,0074 0,0057 0,0049 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0093 0,0080 0,0069 0,0057 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0066 0,0083 0,0111 0,0137 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0065 0,0082 0,0110 0,0136 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0023 0,0037 0,0055 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL PERDIDAS 2,1733 2,2993 2,3526 2,3940 Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, con Ocaña

Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña

2,1

2,3

2,5

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

155


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,222 65,105 68,195 71,402 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,260 63,894 66,890 69,399 Azogues(09)-Cañar(18) 35,702 35,183 34,642 34,067 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,625 35,696 35,774 35,853 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,069 31,080 31,096 31,110 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,714 28,982 28,200 27,397 Cuenca-Monay(03) 28,393 29,569 31,465 32,899 Cuenca-Monay(03)-1 27,590 28,732 30,575 31,969 Verdillo(06)-El Arenal(05) 27,584 28,315 30,086 31,113 Limón(23)-Méndez(22) 25,932 25,205 24,814 24,398 Gualaceo (15) - Limón (23) 24,765 23,942 23,497 23,027 Descanso-Azogues 21,523 21,053 20,552 20,033 El Arenal(05)-Turi(08) 19,011 13,401 15,111 16,155 Monay(03)-Turi(08) 18,995 26,683 28,988 30,650 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 17,518 17,994 18,746 19,325 OCAÑA-CAÑAR 16,347 16,337 16,327 16,317 Ocaña_Cañar 16,347 16,337 16,327 16,317 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 12,379 11,334 10,479 9,413 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,279 12,841 13,434 14,065 SE_07-SE_19 10,262 10,265 10,269 10,272 SE_19-SE_11 10,208 10,211 10,215 10,219 Cuenca-Ricaurte(07) 8,685 7,683 7,071 7,120 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 7,378 8,231 9,492 10,522 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 7,290 8,133 9,378 10,397 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,400 7,134 9,006 10,976 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,154 5,156 5,158 5,161 Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A, con Ocaña

4.4.2 Escenario B

4.4.2.1 Voltaje


156

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Sau-B1 4,08 0,980 4,08 0,980 4,07 0,979 4,07 0,979 Lentag-69kV 68,19 0,988 68,14 0,988 68,09 0,987 68,02 0,986 P.Industrial-22 21,80 0,991 21,79 0,990 21,77 0,990 21,75 0,989 L.Cordero-6.3kV 6,26 0,994 6,25 0,992 6,25 0,991 6,24 0,990 Say-B2 2,39 0,994 2,38 0,993 2,38 0,992 2,38 0,991 Descanso-6.3kV 6,26 0,994 6,26 0,994 6,26 0,993 6,26 0,993 L.Cordero-22kV 21,89 0,995 21,87 0,994 21,85 0,993 21,82 0,992 Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña.

Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña.


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,89 1,040 22,89 1,040 22,89 1,040 22,89 1,040 Saymirin-22kV 22,72 1,033 22,70 1,032 22,68 1,031 22,66 1,030 Say-B3 2,47 1,027 2,47 1,027 2,46 1,027 2,46 1,027 Az-22kV 22,52 1,024 22,52 1,023 22,51 1,023 22,51 1,023 Turi-22kV 22,51 1,023 22,41 1,019 22,40 1,018 22,25 1,012 Ricaurte-22kV 22,38 1,017 22,37 1,017 22,36 1,016 22,34 1,015 Saucay-69kV 70,09 1,016 70,08 1,016 70,06 1,015 70,04 1,015 Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña.

0,970

0,975

0,980

0,985

0,990

0,995

1,000

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Sau-B1

Lentag-69kV

P.Industrial-22

L.Cordero-6.3kV

Say-B2

Descanso-6.3kV

L.Cordero-22kV

157

Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña.


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014Azogues(09)-Cañar(18) 0,4620 0,4559 0,4494 0,4425Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1743 0,1746 0,1749 0,1753Ocaña_Cañar 0,1475 0,1474 0,1474 0,1473P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1475 0,1480 0,1476 0,1477OCAÑA-CAÑAR 0,1475 0,1474 0,1473 0,1472Descanso-Azogues 0,1181 0,1166 0,1149 0,1131Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0657 0,0632 0,0606 0,0580El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0263 0,0285 0,0312 0,0340Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0256 0,0273 0,0289 0,0308Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0211 0,0200 0,0188 0,0177Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 0,0269SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193Cuenca-Ricaurte(07) 0,0091 0,0074 0,0058 0,0046Cuenca-Monay(03) 0,0089 0,0097 0,0108 0,0121Cuenca-Monay(03)-1 0,0086 0,0095 0,0105 0,0118Monay(03)-Turi(08) 0,0061 0,0125 0,0142 0,0163El Arenal(05)-Turi(08) 0,0061 0,0031 0,0037 0,0043Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0059 0,0052 0,0045 0,0038Verdillo(06)-Secc 0,0056 0,0061 0,0067 0,0073P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0054 0,0057 0,0061 0,0064SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027SE01-Secc(2) 0,0011 0,0011 0,0012 0,0014P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0004 0,0007 0,0011 0,0016Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0004 0,0007 0,0011 0,0016TOTAL 1,4369 1,4363 1,4343 1,4345 Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B, con Ocaña

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

1,050

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Saymirin-22kV

Say-B3

Az-22kV

Turi-22kV

Ricaurte-22kV

Saucay-69kV

158

Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,004 35,033 35,064 35,100 Azogues(09)-Cañar(18) 34,819 34,589 34,340 34,072 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,106 25,161 26,257 27,446 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,630 23,667 23,640 23,647 Descanso-Azogues 22,377 22,150 21,922 21,665 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,378 20,820 20,205 19,583 SE01-Secc(2) 21,038 21,944 22,943 23,953 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 17,719 17,302 16,863 16,412 Verdillo(06)-El Arenal(05) 14,169 14,619 15,047 15,539 OCAÑA-CAÑAR 13,957 13,952 13,947 13,942 Ocaña_Cañar 13,957 13,952 13,947 13,942 Cuenca-Monay(03) 12,546 13,153 13,856 14,674 Cuenca-Monay(03)-1 12,191 12,781 13,464 14,259 SE_07-SE_19 10,250 10,252 10,254 10,256 SE_19-SE_11 10,197 10,198 10,200 10,203 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 10,157 9,514 8,775 8,040 Cuenca-Ricaurte(07) 8,887 7,931 6,970 6,160 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 8,876 9,122 9,401 9,647 Monay(03)-Turi(08) 8,599 12,300 13,088 14,034 El Arenal(05)-Turi(08) 8,584 6,210 6,730 7,241 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,994 6,240 6,524 6,811 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,142 5,143 5,145 5,146 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 1,972 2,476 3,025 3,624 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 1,949 2,447 2,989 3,581 Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B, con Ocaña

1,4

1,42

1,44

1,46

1,48

1,5

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

159

4.4.3 Escenario C

4.4.3.1 Voltaje


VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B2 2,28 0,949 2,27 0,947 2,27 0,945 2,26 0,943 Say-B1 2,28 0,950 2,28 0,948 2,27 0,946 2,27 0,944 L.Cordero-6.3kV 6,00 0,953 5,98 0,950 5,96 0,946 5,94 0,943 L.Cordero-22kV 21,15 0,961 21,09 0,959 21,03 0,956 20,96 0,953 Secc-1 21,15 0,961 21,09 0,959 21,03 0,956 20,96 0,953 Secc-2 21,19 0,963 21,13 0,960 21,07 0,958 21,00 0,955 Lentag-69kV 66,93 0,970 66,83 0,969 66,68 0,966 66,55 0,964 Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña.

Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña.

0,925

0,930

0,935

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

0,975

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B2

Say-B1

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

Secc-2

Lentag-69kV

160


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,72 1,033 22,71 1,032 22,69 1,032 22,68 1,031 Descanso-6.3kV 6,45 1,024 6,45 1,023 6,44 1,023 6,44 1,022 Az-22kV 22,52 1,024 22,51 1,023 22,50 1,023 22,49 1,022 Saucay-69kV 70,15 1,017 70,12 1,016 70,09 1,016 70,05 1,015 Ricaurte-22kV 22,29 1,013 22,27 1,012 22,25 1,011 22,23 1,010 OCAÑA 69 69,83 1,012 69,81 1,012 69,78 1,011 69,76 1,011 Cañar-69kV 69,52 1,008 69,49 1,007 69,45 1,007 69,41 1,006 Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña.

Figura. 4.24 curva de voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña.


• Perdidas de potencia activa

0,990

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Saucay-69kV

Ricaurte-22kV

OCAÑA 69

Cañar-69kV

161

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014Azogues(09)-Cañar(18) 0,4768 0,4626 0,4481 0,4329


Ocaña_Cañar 0,2038 0,2037 0,2035 0,2033

OCAÑA-CAÑAR 0,2038 0,2036 0,2035 0,2033

Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1807 0,1729

Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723

Descanso-Azogues 0,1219 0,1182 0,1144 0,1105

El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1321 0,1449

Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0903 0,0954 0,1081 0,1159

Verdillo(06)-Secc 0,0502 0,0549 0,0603 0,0661

Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0477 0,0479 0,0482 0,0484

Cuenca-Monay(03) 0,0472 0,0512 0,0578 0,0631

Cuenca-Monay(03)-1 0,0459 0,0497 0,0562 0,0613

El Arenal(05)-Turi(08) 0,0333 0,0172 0,0215 0,0244

Monay(03)-Turi(08) 0,0333 0,0639 0,0750 0,0835

Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0232 0,0272 0,0318 0,0370

P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0178 0,0189 0,0207 0,0221



SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 0,0123

Cuenca-Ricaurte(07) 0,0054 0,0061 0,0080 0,0106


P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009

TOTAL 2,1326 2,1718 2,2339 2,2837 Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C, con Ocaña

Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña


2,05

2,1

2,15

2,2

2,25

2,3

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

162

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,73 65,64 68,77 72,01 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,26 63,90 66,89 69,40 Azogues(09)-Cañar(18) 35,64 35,12 34,58 34,00 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,10 31,12 31,13 31,15 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,70 28,97 28,19 27,38 Cuenca-Monay(03) 28,96 30,14 32,04 33,47 Cuenca-Monay(03)-1 28,14 29,28 31,13 32,52 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,56 27,29 29,06 30,09 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 22,43 24,28 26,27 28,34 Descanso-Azogues 21,47 21,00 20,49 19,97 El Arenal(05)-Turi(08) 20,13 14,52 16,23 17,28 Monay(03)-Turi(08) 20,11 27,80 30,11 31,77 Verdillo(06)-Saymirín(10) 18,32 18,36 18,41 18,45 OCAÑA-CAÑAR 16,33 16,33 16,32 16,31 Ocaña_Cañar 16,33 16,33 16,32 16,31 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 15,87 16,33 17,07 17,64 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,28 12,85 13,44 14,07 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 9,42 10,29 11,55 12,59 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,31 10,16 11,41 12,44 Cuenca-Ricaurte(07) 7,93 8,79 10,29 11,91 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 7,42 6,55 5,88 5,16 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 SE_07-SE_19 0,23 0,23 0,23 0,23 Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C, con Ocaña

4.4.4 Escenario D

4.4.4.1 Voltaje

• Voltaje mínimos

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-6.3kV 6,04 0,959 6,02 0,956 6,00 0,952 5,98 0,949 L.Cordero-22kV 21,27 0,967 21,22 0,964 21,15 0,962 21,09 0,959 Secc-1 21,27 0,967 21,22 0,964 21,15 0,962 21,09 0,959 Secc-2 21,31 0,969 21,26 0,966 21,19 0,963 21,13 0,961 Lentag-69kV 66,92 0,970 66,81 0,968 66,66 0,966 66,53 0,964 Say-B2 2,34 0,975 2,34 0,973 2,33 0,971 2,32 0,969 Verdillo-22kV 21,50 0,977 21,46 0,975 21,41 0,973 21,36 0,971

Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña.

163

Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña.


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B3 2,50 1,041 2,50 1,041 2,50 1,041 2,50 1,040 Cañar-22kV 22,76 1,034 22,74 1,034 22,73 1,033 22,71 1,032 Descanso-6.3kV 6,47 1,027 6,46 1,026 6,46 1,025 6,46 1,025 Az-22kV 22,57 1,026 22,56 1,026 22,55 1,025 22,55 1,025 Saucay-69kV 70,72 1,025 70,70 1,025 70,67 1,024 70,64 1,024 Say-69kV 70,27 1,018 70,25 1,018 70,23 1,018 70,20 1,017 Corpanche-69kV 70,23 1,018 70,21 1,018 70,19 1,017 70,16 1,017 Tabla 4.19 Voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña.

Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña.

0,9300,9350,9400,9450,9500,9550,9600,9650,9700,9750,980

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

Secc-2

Lentag-69kV

Say-B2

Verdillo-22kV

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

1,045

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Say-B3

Cañar-22kV

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Saucay-69kV

Say-69kV

Corpanche-69kV

164


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4789 0,4654 0,4509 0,4357 Ocaña_Cañar 0,2043 0,2042 0,2040 0,2038 OCAÑA-CAÑAR 0,2042 0,2042 0,2040 0,2038 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1956 0,1883 0,1806 0,1729 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1807 0,1819 0,1827 0,1835 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1313 0,0000 0,0000 0,0000 Descanso-Azogues 0,1224 0,1189 0,1151 0,1112 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1322 0,1449 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0950 0,0938 0,1065 0,1142 SE_07-SE_19 0,0679 0,3081 0,3083 0,3085 Verdillo(06)-Secc 0,0494 0,0543 0,0595 0,0653 Cuenca-Monay(03) 0,0460 0,0516 0,0583 0,0636 Cuenca-Monay(03)-1 0,0447 0,0502 0,0566 0,0618 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0372 0,1043 0,1088 0,1125 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0309 0,0178 0,0222 0,0251 Monay(03)-Turi(08) 0,0308 0,0651 0,0763 0,0849 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0120 0,0181 0,0135 0,0100 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0111 0,0122 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0080 0,0145 0,0182 0,0215 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0079 0,0144 0,0180 0,0213 SE_19-SE_20 0,0076 0,0875 0,0876 0,0876 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0072 0,0025 0,0021 0,0018 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0024 0,0038 0,0056 TOTAL 2,4001 2,5279 2,5841 2,6276 Tabla 4.20 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario D, con Ocaña

Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

2,7

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

165


Linea de transmisión 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,25 65,23 68,33 71,54


Verdillo(06)-Secc 50,30 52,71 55,21 57,81


Azogues(09)-Cañar(18) 35,50 35,00 34,45 33,87


Cuenca-Monay(03) 28,48 30,17 32,06 33,49

Cuenca-Monay(03)-1 27,68 29,31 31,15 32,54





SE_07-SE_19 19,23 40,91 40,92 40,94

El Arenal(05)-Turi(08) 19,19 14,57 16,27 17,31

Monay(03)-Turi(08) 19,17 27,86 30,15 31,81

Ocaña_Cañar 16,41 16,41 16,40 16,39

OCAÑA-CAÑAR 16,41 16,40 16,39 16,39

El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,28 12,85 13,44 14,07


Cuenca-Ricaurte(07) 10,95 13,46 11,63 10,03

SE_19-SE_11 10,15 10,06 10,07 10,07

SE_19-SE_20 9,12 30,81 30,82 30,83




P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Tabla 4.21 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario D, con Ocaña

4.4.5 Escenario E

4.4.5.1 Voltaje

• Voltaje mínimos

166

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B2 2,27 0,947 2,27 0,945 2,26 0,943 2,26 0,940 L.Cordero-6.3kV 6,01 0,954 5,99 0,951 5,97 0,947 5,95 0,944 Say-B1 2,30 0,960 2,30 0,958 2,29 0,956 2,29 0,954 L.Cordero-22kV 21,17 0,962 21,11 0,959 21,04 0,957 20,98 0,954 Secc-1 21,17 0,962 21,11 0,959 21,04 0,957 20,98 0,954 Sau-B1 4,00 0,963 4,00 0,962 4,00 0,962 4,00 0,961 Secc-2 21,20 0,964 21,15 0,961 21,08 0,958 21,02 0,955 Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña.

Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña.


VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,73 1,033 22,72 1,033 22,70 1,032 22,69 1,031 Say-B3 2,46 1,026 2,46 1,025 2,46 1,025 2,46 1,024 Descanso-6.3kV 6,45 1,024 6,45 1,024 6,45 1,023 6,44 1,023 Az-22kV 22,53 1,024 22,52 1,024 22,51 1,023 22,50 1,023 Ricaurte-22kV 22,30 1,014 22,28 1,013 22,26 1,012 22,24 1,011 OCAÑA 69 69,84 1,012 69,82 1,012 69,80 1,012 69,77 1,011 Saucay-69kV 69,75 1,011 69,73 1,011 69,69 1,010 69,65 1,009 Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña.

0,925

0,930

0,935

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B2

L.Cordero-6.3kV

Say-B1

L.Cordero-22kV

Secc-1

Sau-B1

Secc-2

167

Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña.


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014Azogues(09)-Cañar(18) 0,4773 0,4632 0,4487 0,4335Ocaña_Cañar 0,2040 0,2038 0,2036 0,2034OCAÑA-CAÑAR 0,2039 0,2038 0,2036 0,2034Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1807 0,1729Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723Descanso-Azogues 0,1221 0,1184 0,1146 0,1106P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1188 0,1189 0,1190 0,1191El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1104 0,1207 0,1321 0,1449Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0883 0,0933 0,1060 0,1137Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0695 0,0698 0,0701 0,0705Verdillo(06)-Secc 0,0501 0,0548 0,0602 0,0660Cuenca-Monay(03) 0,0478 0,0517 0,0584 0,0637Cuenca-Monay(03)-1 0,0464 0,0503 0,0568 0,0619P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0348 0,0364 0,0389 0,0410El Arenal(05)-Turi(08) 0,0344 0,0180 0,0224 0,0253Monay(03)-Turi(08) 0,0344 0,0654 0,0766 0,0852SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0194 0,0194Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0161 0,0194 0,0234 0,0278Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0125 0,0148 0,0185 0,0219Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0124 0,0146 0,0183 0,0216SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 0,0123Cuenca-Ricaurte(07) 0,0051 0,0048 0,0055 0,0070SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0024 0,0019 0,0015 0,0012P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009TOTAL 2,0528 2,0915 2,1531 2,2023 Tabla 4.24 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario E, con Ocaña

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Say-B3

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Ricaurte-22kV

OCAÑA 69

Saucay-69kV

168

Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,68 65,59 68,71 71,95 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,27 63,90 66,90 69,41 Azogues(09)-Cañar(18) 35,66 35,14 34,60 34,03 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,71 28,97 28,19 27,39 Cuenca-Monay(03) 29,12 30,30 32,20 33,63 Cuenca-Monay(03)-1 28,30 29,44 31,29 32,68 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,27 27,00 28,77 29,79 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 22,49 22,98 23,76 24,36 Verdillo(06)-Saymirín(10) 22,11 22,16 22,21 22,26 Descanso-Azogues 21,49 21,02 20,51 19,99 P.Industrial(04)-Saucay(20) 21,22 21,23 21,24 21,25 El Arenal(05)-Turi(08) 20,45 14,84 16,55 17,60 Monay(03)-Turi(08) 20,43 28,12 30,43 32,10 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 18,67 20,52 22,50 24,56 OCAÑA-CAÑAR 16,34 16,33 16,32 16,31 Ocaña_Cañar 16,34 16,33 16,32 16,31 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 SE_07-SE_19 10,27 10,27 10,28 10,28 SE_19-SE_11 10,22 10,22 10,22 10,23 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 10,02 10,88 12,14 13,18 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,90 10,75 12,00 13,02 Cuenca-Ricaurte(07) 7,05 7,35 8,36 9,71 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 6,05 5,29 4,76 4,30 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario E, con Ocaña

1,95

2

2,05

2,1

2,15

2,2

2,25

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

169

4.4.6 Escenario F

4.4.6.1 Voltaje

• Voltaje mínimo

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B1 2,25 0,937 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 Say-B2 2,25 0,937 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 Sau-B2 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,959 Sau-B1 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,973 L.Cordero-6.3kV 6,17 0,979 6,16 0,978 6,15 0,977 6,08 0,965 L.Cordero-22kV 21,57 0,981 21,55 0,980 21,53 0,979 21,37 0,971 Secc-1 21,57 0,981 21,55 0,980 21,53 0,979 21,37 0,971 Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña.

Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña.

0,880

0,900

0,920

0,940

0,960

0,980

1,000

2011 2012 2013 2014

Say-B1

Say-B2

Sau-B2

Sau-B1

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

170

• Voltaje máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,98 1,045 22,98 1,045 22,98 1,045 22,98 1,044 Descanso-6.3kV 6,50 1,032 6,50 1,032 6,50 1,032 6,50 1,031 Az-22kV 22,70 1,032 22,69 1,032 22,69 1,031 22,68 1,031 Say-B3 2,47 1,031 2,47 1,031 2,47 1,031 2,47 1,030 Turi-22kV 22,50 1,023 22,41 1,018 22,40 1,018 22,39 1,018 Ricaurte-22kV 22,39 1,018 22,38 1,017 22,37 1,017 22,35 1,016 OCAÑA 69 70,12 1,016 70,11 1,016 70,10 1,016 70,08 1,016 Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.

Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.


1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

1,050

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Descanso-6.3kV

Az-22kV

Say-B3

Turi-22kV

Ricaurte-22kV

OCAÑA 69

171

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,1269 0,1238 0,1205 0,1169 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0926 0,0895 0,0863 0,0831 Ocaña_Cañar 0,0511 0,0511 0,0510 0,0510 OCAÑA-CAÑAR 0,0511 0,0510 0,0510 0,0510 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,0475 0,0475 0,0475 0,0476 Descanso-Azogues 0,0314 0,0306 0,0298 0,0289 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0264 0,0286 0,0312 0,0340 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 0,0269 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0202 0,0217 0,0232 0,0246 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0170 0,0177 0,0183 0,0193 SE_07-SE_19 0,0121 0,0121 0,0121 0,0121 Cuenca-Monay(03) 0,0101 0,0111 0,0122 0,0135 Cuenca-Monay(03)-1 0,0098 0,0108 0,0119 0,0131 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0089 0,0097 0,0100 0,0128 Monay(03)-Turi(08) 0,0088 0,0163 0,0182 0,0203 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0088 0,0052 0,0059 0,0067 Verdillo(06)-Secc 0,0058 0,0063 0,0065 0,0084 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0033 0,0040 0,0049 0,0059 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0033 0,0040 0,0048 0,0058 SE_19-SE_11 0,0017 0,0017 0,0017 0,0017 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0012 0,0012 0,0016 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0011 0,0005 0,0001 0,0001 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0002 0,0001 0,0000 0,0001 TOTAL 0,5607 0,5679 0,5737 0,5861 Tabla 4.28 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario F, con Ocaña

Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña

0,54

0,55

0,56

0,57

0,58

0,59

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

172


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 27,44 SE01-Secc(2) 21,35 22,27 22,56 25,64 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 21,05 20,61 20,15 19,67 Azogues(09)-Cañar(18) 18,27 18,04 17,80 17,54 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 15,98 16,29 16,57 16,99 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 13,91 14,51 14,70 16,65 P.Industrial(04)-Saucay(20) 13,44 13,44 13,45 13,45 Cuenca-Monay(03) 13,41 14,02 14,72 15,47 Cuenca-Monay(03)-1 13,03 13,62 14,30 15,03 Verdillo(06)-El Arenal(05) 12,59 13,03 13,47 13,89 Descanso-Azogues 11,00 10,78 10,55 10,29 Monay(03)-Turi(08) 10,32 14,03 14,80 15,64 El Arenal(05)-Turi(08) 10,31 7,94 8,45 9,00 OCAÑA-CAÑAR 8,26 8,26 8,25 8,25 Ocaña_Cañar 8,26 8,26 8,25 8,25 SE_07-SE_19 8,14 8,14 8,14 8,14 SE_19-SE_11 8,05 8,05 8,05 8,06 El_Arenal(05)-Lentag(14) 6,00 6,24 6,53 6,81 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,15 5,15 5,15 5,15 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 5,12 5,64 6,17 6,79 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 5,06 5,58 6,10 6,71 Cuenca-Ricaurte(07) 2,56 1,47 0,67 1,59 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 1,54 0,91 0,51 1,35 Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario F, con Ocaña

4.4.7 Escenario G

4.4.7.1 Voltaje

• Voltaje mínimo

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-6.3kV 6,06 0,961 6,04 0,958 6,02 0,955 5,99 0,951 L.Cordero-22kV 21,33 0,969 21,27 0,967 21,21 0,964 21,14 0,961 Secc-1 21,33 0,969 21,27 0,967 21,21 0,964 21,14 0,961 Lentag-69kV 66,97 0,971 66,87 0,969 66,72 0,967 66,59 0,965 Secc-2 21,36 0,971 21,31 0,969 21,25 0,966 21,18 0,963 Centenario-6.3kV 6,12 0,972 6,13 0,972 6,10 0,969 6,11 0,970 Centenario-22kV 21,47 0,976 21,49 0,977 21,43 0,974 21,41 0,973

Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña.

173

Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña.

• Voltaje máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,63 1,028 22,62 1,028 22,61 1,028 22,60 1,027 Az-22kV 22,59 1,027 22,59 1,027 22,58 1,026 22,57 1,026 Say-B3 2,46 1,027 2,46 1,027 2,46 1,026 2,46 1,026 Descanso-6.3kV 6,47 1,027 6,47 1,026 6,46 1,026 6,46 1,025 Saucay-69kV 70,26 1,018 70,23 1,018 70,19 1,017 70,16 1,017 Ricaurte-22kV 22,33 1,015 22,32 1,014 22,29 1,013 22,27 1,012 Saymirin-22kV 22,33 1,015 22,28 1,013 22,23 1,011 22,18 1,008 Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña.

Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.

0,935

0,940

0,945

0,950

0,955

0,960

0,965

0,970

0,975

0,980

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

Lentag-69kV

Secc-2

Centenario-6.3kV

Centenario-22kV

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Az-22kV

Say-B3

Descanso-6.3kV

Saucay-69kV

Ricaurte-22kV

Saymirin-22kV

174


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2551 0,2553 0,2556 0,2558

Ocaña_Cañar 0,2025 0,2025 0,2024 0,2024

OCAÑA-CAÑAR 0,2025 0,2024 0,2024 0,2023



Cañar_Scay 0,1274 0,1218 0,1159 0,1101

El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1205 0,1320 0,1447


Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0592 0,0649

Cuenca-Monay(03) 0,0470 0,0508 0,0574 0,0626

Cuenca-Monay(03)-1 0,0457 0,0494 0,0558 0,0609


Azogues(09)-Cañar(18) 0,0347 0,0349 0,0354 0,0356

El Arenal(05)-Turi(08) 0,0329 0,0169 0,0211 0,0238

Monay(03)-Turi(08) 0,0329 0,0632 0,0741 0,0824

SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193




SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121



SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027


P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009

TOTAL 1,6637 1,7192 1,7974 1,8638Tabla 4.32 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario G, con Ocaña

Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña

1,55

1,6

1,65

1,7

1,75

1,8

1,85

1,9

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

175


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,19739 65,0792 68,16734 71,37286 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,25817 63,89237 66,8881 69,39796 Verdillo(06)-Secc 50,25849 52,58723 55,08275 57,67313 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,6126 35,68294 35,76136 35,84069 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,05849 31,06981 31,08558 31,09983 Cuenca-Monay(03) 28,85105 30,01462 31,89555 33,31562 Cuenca-Monay(03)-1 28,03503 29,16568 30,99339 32,37328 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,72813 27,48088 29,28129 30,33596 El Arenal(05)-Turi(08) 19,94379 14,32473 15,99886 17,0104 Monay(03)-Turi(08) 19,93101 27,58865 29,86164 31,4925 OCAÑA-CAÑAR 16,30077 16,29739 16,29373 16,29002 Ocaña_Cañar 16,30077 16,29739 16,29373 16,29002 Cañar_Scay 14,4079 14,05025 13,66123 13,26823 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 12,99601 12,67714 12,34917 12,00552 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,27749 12,83907 13,43169 14,06292 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 12,15664 12,79442 13,73559 14,49686 Azogues(09)-Cañar(18) 11,00485 11,10023 11,23099 11,33853 SE_07-SE_19 10,25669 10,25974 10,26379 10,26755 SE_19-SE_11 10,20308 10,20616 10,21025 10,21404 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 9,057823 9,874244 11,08018 12,0576 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 8,949367 9,755979 10,94745 11,91313 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 7,153231 6,162259 5,38873 4,38495 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,39467 7,127972 8,999106 10,96798 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,151619 5,153686 5,156566 5,159168 Descanso-Azogues 4,716295 4,670972 4,626005 4,574132 Cuenca-Ricaurte(07) 4,148899 5,754683 7,752972 9,610618 Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario G, con Ocaña

4.4.8 Escenario H

4.4.8.1 Voltaje

• Voltaje mínimo

176

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Say-B1 2,25 0,936 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 Say-B2 2,25 0,936 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 Sau-B2 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,959 Sau-B1 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,973 L.Cordero-6.3kV 6,17 0,979 6,16 0,978 6,15 0,977 6,08 0,965 L.Cordero-22kV 21,57 0,980 21,55 0,979 21,53 0,978 21,37 0,971 Secc-1 21,57 0,980 21,55 0,979 21,53 0,978 21,37 0,971 Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña.

Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña.

• Voltaje máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO 2011 2012 2013 2014 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U KV P.U Cañar-22kV 22,78 1,036 22,78 1,036 22,79 1,036 22,79 1,036 Descanso-6.3kV 6,50 1,031 6,50 1,031 6,49 1,031 6,49 1,030 Say-B3 2,47 1,031 2,47 1,031 2,47 1,030 2,47 1,030 Az-22kV 22,65 1,030 22,65 1,029 22,64 1,029 22,63 1,029 Turi-22kV 22,50 1,023 22,41 1,018 22,40 1,018 22,39 1,018 Ricaurte-22kV 22,39 1,018 22,38 1,017 22,36 1,017 22,35 1,016 Arenal-22kV 22,33 1,015 22,34 1,015 22,33 1,015 22,31 1,014 Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña.

0,900

0,920

0,940

0,960

0,980

1,000

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MINIMOS

Say-B1

Say-B2

Sau-B2

Sau-B1

L.Cordero-6.3kV

L.Cordero-22kV

Secc-1

177

Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña


PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Ocaña_Cañar 0,0502 0,0502 0,0502 0,0502 OCAÑA-CAÑAR 0,0502 0,0502 0,0502 0,0502 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,0475 0,0475 0,0476 0,0476 Cañar_Scay 0,0394 0,0378 0,0361 0,0343 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0302 0,0295 0,0286 0,0278 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0264 0,0286 0,0312 0,0340 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 0,0269 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0185 0,0199 0,0214 0,0228 SE_07-SE_19 0,0121 0,0121 0,0121 0,0121 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0111 0,0118 0,0124 0,0134 Cuenca-Monay(03) 0,0106 0,0116 0,0127 0,0140 Cuenca-Monay(03)-1 0,0103 0,0112 0,0123 0,0136 Monay(03)-Turi(08) 0,0099 0,0178 0,0197 0,0218 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0099 0,0060 0,0067 0,0076 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0089 0,0097 0,0100 0,0128 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0063 0,0065 0,0067 0,0069 Verdillo(06)-Secc 0,0058 0,0063 0,0065 0,0084 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0051 0,0059 0,0068 0,0080 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0050 0,0058 0,0067 0,0079 SE_19-SE_11 0,0017 0,0017 0,0017 0,0017 Descanso-Azogues 0,0012 0,0012 0,0013 0,0013 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0012 0,0012 0,0016 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0010 0,0016 0,0024 0,0035 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0001 0,0002 0,0003 0,0005 TOTAL 0,3841 0,3978 0,4104 0,4298 Tabla 4.36 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario H, con Ocaña

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

2011 2012 2013 2014

P.U

VOLTAJES MAXIMOS

Cañar-22kV

Descanso-6.3kV

Say-B3

Az-22kV

Turi-22kV

Ricaurte-22kV

Arenal-22kV

178

Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña


LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,00 35,03 35,06 35,08 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 27,45 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,63 23,66 23,64 23,63 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,37 20,82 20,20 19,57 SE01-Secc(2) 21,03 21,94 22,94 23,94 Verdillo(06)-Secc 17,00 17,73 18,54 19,34 OCAÑA-CAÑAR 13,85 13,84 13,84 13,85 Ocaña_Cañar 13,85 13,84 13,84 13,85 Verdillo(06)-El Arenal(05) 13,35 13,81 14,25 15,04 Cuenca-Monay(03) 12,99 13,59 14,29 14,94 Cañar_Scay 12,94 12,74 12,54 13,11 Cuenca-Monay(03)-1 12,62 13,21 13,88 14,51 Azogues(09)-Cañar(18) 12,59 12,69 12,80 11,62 SE_07-SE_19 10,25 10,25 10,25 10,25 SE_19-SE_11 10,19 10,20 10,20 10,19 Monay(03)-Turi(08) 9,51 13,19 13,96 14,57 El Arenal(05)-Turi(08) 9,50 7,12 7,62 7,85 Descanso-Azogues 7,10 7,10 7,11 6,25 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,99 6,24 6,52 6,81 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,56 4,95 4,25 5,05 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,14 5,14 5,14 5,14 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 3,83 4,15 4,50 6,11 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 3,63 4,12 4,64 4,63 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 3,59 4,07 4,58 4,58 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 3,00 2,91 2,83 5,38 Cuenca-Ricaurte(07) 1,08 2,07 3,15 1,42 Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario H, con Ocaña

0,36

0,38

0,4

0,42

0,44

2011 2012 2013 2014

MW

PERDIDAS TOTALES

179

4.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE

POTENCIA

4.5.1 Máxima tensión

En el análisis de los diferentes escenarios planteados tenemos que la máxima tensión

se da en el escenario D, el cual evacua la energía de la central Saucay por la S/E 7, el

valor máximo que se tiene es 1,04 P.U, que está dentro de los limites tolerantes %5.

VOLTAJES MAXIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo

A Say-B3 2,46 1,026 34,57 B Cañar-22kV 22,77 1,035 3,64 C Descanso-6.3kV 6,43 1,021 37,08 D Say-B3 2,50 1,040 35,68 E Say-B3 2,46 1,025 34,47 F Cañar-22kV 22,82 1,037 1,64 G Say-B3 2,46 1,027 34,31 H Cañar-22kV 22,75 1,034 0,02

Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña

4.5.2 Mínima tensión

Los voltajes mínimos que se tiene en el escenario F y escenario E y escenario

C, se tienen niveles por debajo de los permitidos por la regulación y norma del 5%.

Estos escenarios se presentan debido a que la central Saymirín está fuera de línea las

unidades y no existe regulación de tensión en la barra, pero los transformadores de

potencia se encuentran constantemente conectados debido a que la fase Saymirín 1-2

no tiene interruptor, solamente tiene cuchillas para sacar la línea del sistema.

Aparte de los anteriores mencionados no existen niveles críticos de tensión que

sobrepasen del 5% de tensión.

VOLTAJES MINIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo

A L.Cordero-6.3kV 6,05 0,960 23,24 B Sau-B1 4,08 0,980 33,34 C Say-B2 2,28 0,949 -151,89 D L.Cordero-6.3kV 6,04 0,958 23,06 E Say-B2 2,27 0,946 -152,70 F Say-B1 2,25 0,935 -153,25 G L.Cordero-6.3kV 6,054 0,961 23,094 H Sau-B1 0,980 0,980 0,979

Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA

180

4.5.3 Perdidas en los transformadores.

Las pérdidas que se obtiene en los transformadores de todo el anillo de 69 KV de la

EERCS, se detallan en la tabla 4.42, donde se suma a las pérdidas anteriores que se

tenían los valores correspondientes a los transformadores de la central Hidroeléctrica

Ocaña.

TRAFO MW MVAR T011 L.Cordero-22kV 0,0176 0,0089 T012 L.Cordero-22kV 0,0180 0,0089 T101 Saymirin-22kV 0,0102 0,0047 T102 Saymirin-22kV 0,0101 0,0047 T103 Saymirin-22kV 0,0060 0,0027 T104 Saymirin-22kV 0,0060 0,0027 T111 Say-69kV 0,0391 0,0189 T121 Descanso-22kV 0,0676 0,0437 T201 Saucay-69kV 0,0392 0,0183 T202 Saucay-69kV 0,0419 0,0185 T203 Saucay-69kV 0,0419 0,0185 TR_OCAÑA_1 OCAÑA 69 0,0427 0,0310 TR_OCAÑA_2 OCAÑA 69 0,0427 0,0310 T021 Centenario-22kV 0,0155 0,0275 T022 Centenario-22kV 0,0155 0,0275 T034 Monay-69kV 0,0739 0,0786 T035 Monay-69kV 0,0711 0,0488 T041 24MVA P.Industrial-69 0,0706 0,2056 T042 P.Industrial-69 0,0391 0,0588 T051 24MVA Arenal-69kV 0,0664 0,0209 T052 Arenal-69kV 0,0420 0,0489 T071 Ricaurte-69kV 0,0269 0,0500 T072 Ricaurte-69kV 0,0269 0,0500 T081 Turi-69kV 0,0318 0,0801 T091 Az-69kV- A 0,0116 0,0511 T122 Descanso-69kV 0,0155 0,0492 T123 Descanso-69kV 0,0145 0,0494 T141 Lentag-69kV 0,0339 0,0467 T181 Cañar-69kV 0,0343 0,0520

TOTAL 0,9725 1,1577 Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia

181

4.5.4 Máximas perdidas en las líneas de transmisión.

Las perdidas en los escenarios propuestos son diferentes debido a su carga de

generación y de consumo, pero para poder hacer un análisis los escenarios siguientes

tienen igualdad de condiciones de carga y generación.

Comparando el escenario A con el escenario D, el cual la única variante es

que se tiene como la evacuación de la energía de la central de Saucay por la línea

hacia la S/E 7 y no hacia la S/E 4 como se lo realiza normalmente, se puede ver que

sube las perdidas en 227 KW/H, entonces uno de los motivo de que siempre la

EERCS hace la transmisión de energía por la línea hacia la S/E 7.

Al comparar el escenario A es el que normalmente va a trabajar el anillo de

69 KV con el escenario G el cual se presenta cuando se construya la línea desde S/E

Cañar hasta la S/E de Sinincay en el análisis se presenta que reduce las perdidas en

509 KW/H, por lo que es muy recomendable su construcción.

Los escenarios F y H que se analiza en carga mínima, hacen referencia antes

y luego de la construcción de la línea de transmisión desde la S/E CAÑAR hasta la

S/E Sinincay, presenta una reducción importante de pérdidas que llega a los 172 KW

en horario de carga mínima, interpretando que es lo mínimo que se ahorrara al tener

esta nueva línea de transmisión.

ESCENARIO

PERDIDAS MW

2011 2012 2013 2014

A 2,173 2,299 2,353 2,394

B 1,437 1,436 1,434 1,435

C 2,133 2,172 2,234 2,284

D 2,400 2,528 2,584 2,628 E 2,053 2,091 2,153 2,202

F 0,561 0,568 0,574 0,586

G 1,664 1,719 1,797 1,864

H 0,384 0,398 0,410 0,430 Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña

182

En el escenario A donde esta las máximas potencias tanto de consumo como

de generación, se realiza un análisis de perdidas tomando la ruta del flujo de potencia

del la central hidroeléctrica Ocaña y obtenemos los resultados en la tabla 4.41, la

cual indica como resultado que el 55,4% de las pérdidas se encuentran en las 5 líneas

que se observan en la tabla 4.41 y es por donde precisamente se va a tener el flujo de

potencia de la central hidroeléctrica Ocaña.

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4783 0,4641 0,4496 0,4344 Ocaña_Cañar 0,2041 0,204 0,2038 0,2036 OCAÑA-CAÑAR 0,2041 0,2039 0,2037 0,2036 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1806 0,1729 Descanso-Azogues 0,1223 0,1186 0,1148 0,1109 TOTAL 1,204 1,202 1,177 1,152 Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A

En el escenario G, donde menos perdidas se puede observar debido a la

conducción directa desde la subestación Sinincay hasta la subestación cañar, se

puede observar en la tabla 4.42 una reducción de pérdidas de hasta el 50 % con

relación al escenario A

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Ocaña_Cañar 0,2025 0,2025 0,2024 0,2024 OCAÑA-CAÑAR 0,2025 0,2024 0,2024 0,2023 Cañar_Scay 0,1274 0,1218 0,1159 0,1101 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0414 0,0401 0,0388 0,0375 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0347 0,0349 0,0354 0,0356 Descanso-Azogues 0,0079 0,008 0,0081 0,0082 TOTAL 0,616 0,609 0,603 0,597 Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G

4.5.5 Inyección de potencia al sistema

La inyección de potencia que se toma desde el S.N.I, es variable y depende

del escenario que se presente, en el caso de carga máxima de generación y consumo

de alimentadores tenemos una dependencia de aproximada de 34 MW y 20 MVAR

sumando el ingreso por las subestaciones Cuenca y Sinincay.

183

En el caso de potencias mínimas de generación en temporada lluviosa y mínima

potencia en los alimentadores, se tiene que la potencia generada en Elecaustro e

Hidroabanico abastecen a la región de la EERCS, y se tiene una inyección leve de

potencia al S.N.I llega a las 12 MW, pero absorbe 3,41 desde la subestación de

Sinincay.

En el escenario H, se tiene que la inyección de potencia neta tanto por la subestación

Cuenca como por la Subestación de Sinincay llega a los 10,1 MW y 6,89 MVAR al

S.N.I

En las tablas 4.41 y 4.42 se puede apreciar la inyección de potencia que se tiene en

el anillo de 69 KV según el escenario que se plantee.

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MW) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014

A CUE/69 21,13 25,69 31,21 36,01 SCAY/69 12,78 14,35 16,57 18,39

B CUE/69 -12,74 -10,49 -8,22 -5,47 SCAY/69 3,41 4,36 5,36 6,36

C CUE/69 28,95 33,01 38,53 43,34 SCAY/69 16,93 18,03 20,26 22,08

D CUE/69 16,98 21,55 27,07 31,87 SCAY/69 17,15 18,71 20,94 22,76

E CUE/69 26,57 31,14 36,66 41,47 SCAY/69 17,57 19,13 21,36 23,18

F CUE/69 15,33 17,62 19,84 22,68 SCAY/69 10,83 11,79 12,74 13,78

G CUE/69 29,57 33,91 39,17 43,71 SCAY/69 3,36 5,17 7,68 9,78

H CUE/69 -4,90 -2,76 -0,63 -0,47 SCAY/69 -5,20 -4,13 -2,99 -3,57

Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con el aporte de Ocaña

184

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MVAR) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014

A CUE/69 18,92 19,32 20,49 21,22 SCAY/69 5,19 5,55 6,28 6,87

B CUE/69 11,08 11,16 11,50 12,58 SCAY/69 1,45 1,62 1,85 2,34

C CUE/69 20,18 20,72 21,92 22,68 SCAY/69 6,12 6,57 7,32 7,93

D CUE/69 18,13 18,53 19,70 20,44 SCAY/69 6,98 7,35 8,08 8,68

E CUE/69 19,78 20,20 21,40 22,15 SCAY/69 6,38 6,75 7,50 8,11

F CUE/69 0,22 0,38 0,75 1,61 SCAY/69 2,56 2,73 2,98 3,62

G CUE/70 13,90 14,37 15,62 16,42 SCAY/70 6,63 7,03 7,80 8,43

H CUE/71 7,18 7,30 7,69 8,26 SCAY/71 1,90 2,06 2,29 2,43

Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con el aporte de Ocaña

4.6 Impactos económicos y técnicos

4.6.1 Impactos Técnicos

Dentro de los impactos técnicos que se tiene al incluir la central hidroeléctrica Ocaña

en el anillo de 69 KV de la EERCS, tenemos los siguientes

4.6.1.1 Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar

Al ingresar en operación la central Hidroeléctrica Ocaña la zona que más

se afectaría por su incidencia al inyectar reactivos a la barra de 69 KV, es la S/E de

Cañar, esto debido a su cercanía, en la tabla 4.46 se puede ver escenario por

escenario la variación de tensión en las barras de S/E Cañar, el nivel de tensión antes

del ingreso de Ocaña no era malo se tenía cerca del 1.P.U, ahora con el ingreso de

Ocaña sube hasta el 1,03 P.U lo cual se debe controlar con el ingreso de Ocaña no

sobrepase el 1,05 P.U.

185

COMPARACION DE VOLTAJES AL INGRESAR OCAÑA AL ANILLO DE 69 KV

ESCENARIO BARRRA Voltaje P.U

2011 2012 2013 20134

A con Ocaña Cañar-22kV 1,034 1,033 1,032 1,032 Cañar-69kV 1,008 1,008 1,007 1,007

A sin Ocaña Cañar-22kV 1,014 1,013 1,011 1,01 Cañar-69kV 0,989 0,988 0,987 0,986

B con Ocaña Cañar-22kV 1,04 1,04 1,04 1,04 Cañar-69kV 1,01 1,01 1,01 1,01

B sin Ocaña Cañar-22kV 1,026 1,026 1,025 1,025 Cañar-69kV 0,996 0,995 0,995 0,994

C con Ocaña Cañar-22kV 1,033 1,032 1,032 1,031 Cañar-69kV 1,008 1,007 1,007 1,006

C sin Ocaña Cañar-22kV 1,012 1,011 1,01 1,008 Cañar-69kV 0,988 0,987 0,985 0,984

D con Ocaña Cañar-22kV 1,034 1,034 1,033 1,032 Cañar-69kV 1,009 1,009 1,008 1,008

D sin Ocaña Cañar-22kV 1,016 1,014 1,013 1,011 Cañar-69kV 0,991 0,99 0,989 0,987

E con Ocaña Cañar-22kV 1,033 1,033 1,032 1,031 Cañar-69kV 1,008 1,007 1,007 1,006

E sin Ocaña Cañar-22kV 1,013 1,012 1,01 1,009 Cañar-69kV 0,988 0,987 0,986 0,985

F con Ocaña Cañar-22kV 1,045 1,045 1,045 1,044 Cañar-69kV 1,014 1,014 1,014 1,014

F sin Ocaña Cañar-22kV 1,032 1,032 1,031 1,031 Cañar-69kV 1,002 1,001 1,001 1

G con Ocaña Cañar-22kV 1,028 1,028 1,028 1,027 Cañar-69kV 1,003 1,003 1,003 1,003

G sin Ocaña Cañar-22kV 1,036 1,036 1,036 1,036 Cañar-69kV 1,005 1,005 1,005 1,005

Tabla 4.46 Comparación de niveles de voltaje entes y luego del Ingreso de Ocaña

En todos los escenario se puede observar una variación constante prácticamente de

tensión al ingresar Ocaña que va del 0,98 P.U al 1,01 P.U, a nivel de 69KV,

solamente en los escenarios donde se plantea la línea de transmisión desde la S/E

Cañar _S/E Sinincay se observa que la tensión prácticamente se mantiene a 1 P.U

Este análisis se realizo tomando como voltaje en la barra de Ocaña con un valor de 1

P.U,

186

4.6.1.2 Análisis de voltajes en la barra de Ocaña

Al tener una barra tipo P-V, en la central hidroeléctrica Ocaña se puede variar

el valor por unidad al cual se requiere tener la tensión en la barra de Ocaña, para este

análisis se tiene que ver las repercusiones que va a tener cada uno de los escenarios

planteados anteriormente.

En la tabla 4.47 se hace un análisis simulando en el DIGISILENT al variar el voltaje

por unidad de la barra de 13,8 KV

Análisis de Voltaje P.U a trabajar en Ocaña

ESCENARIO P.U reactivos Voltaje Cañar % Carga

Ocaña 1 Ocaña2 V (P.U) ángulo trafo

A

1 -3,118 -0,500 1,0325 2,172 87,502 1,01 -2,180 -0,500 1,0378 2,062 86,263 1,02 -1,220 -0,500 1,0431 1,951 85,153 1,03 -0,238 -0,500 1,0483 1,840 84,176

B

1 -2,516 -1,500 1,0398 3,601 74,545 1,01 -1,562 -1,500 1,0450 3,472 73,307 1,02 -0,586 -1,500 1,0502 3,343 72,218

E

1 -2,087 -1,000 1,0219 2,096 87,276 1,01 -1,147 -1,000 1,0272 1,986 86,101 1,02 -0,184 -1,000 1,0325 1,875 85,055

F

1 -2,468 0,000 1,0440 1,582 88,215 1,01 -1,718 0,000 1,0479 1,491 86,555 1,02 -0,952 0,000 1,0519 1,401 85,195

G

1 -2,031 -0,500 1,0190 -1,790 87,076 1,01 -0,513 -0,500 1,0214 -1,822 85,874 1,02 1,037 -0,500 1,0239 -1,855 84,985 1,03 2,619 -0,500 1,0263 -1,888 84,421

H

1 -1,391 0,000 1,0353 -0,572 87,161 1,01 -0,342 0,000 1,0369 -0,599 85,838 1,02 0,729 0,000 1,0385 -0,627 85,101

1,03 1,821 0,000 1,0401 -0,655 84,964 Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña

Los resultados que se obtiene se puede observar que cuando se tiene una alta

demanda de energía tanto en generación como en consumo de las subestaciones se

puede trabajar en la barra de la central de Ocaña con 1,03 P.U, disminuyendo la

187

generación de reactivos en la central, pero en horario de mínima demanda tanto de

los generadores como del consumo de los alimentadores en las subestaciones

tenemos que máximo podemos trabajar con 1,02 P.U en la barra de Ocaña.

Debido a que se tiene estos cambios de carga durante el día, en la hora pico se

ingresa con un valor de carga, pero a las 2 AM se tiene otro valor de carga es

conveniente que Ocaña no trabaje más allá del 1,01 P.U en su barra.

Cuando exista la conexión directa desde la S/E Cañar_ S/E Sinincay se puede

mejorar el valor P.U en la barra de Ocaña llegando hasta ser 1,03 P.U, donde el

comportamiento del generador es con generación de potencia inductiva.

Mientras más alto es el valor P.U que trabaje la central Ocaña, mayor cantidad de

reactivos está introduciendo al anillo de 69 KV, mientras menor sea el valor de P.U

de la barra de Ocaña menor reactivos se introducen, hasta llega a tener valores

negativos de reactivos.

4.6.1.3 Mayor potencia energético en la región

Antes del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña si había una falla en el

sistema nacional interconectado o en caso de mantenimiento de la subestación

Cuenca solamente a la ciudad de Cuenca alimentaba por los generadores de

ElecAustro, pero no se tenía la capacidad en MW suficiente para mantener la

generación durante todo un día normal por lo que se optaba por realizar

mantenimientos de la Subestación Cuenca los días domingos a partir de las 2:00 am,

pero ahora con el ingreso de la Subestación Sinincay que es otro punto de ingreso del

S.N.I, y el ingreso de Ocaña se tiene mayor potencia de generación en caso de

contingencias.

188

GENERADOR POTENCIA (MW)

Desc-U1 4,20 Desc-U2 4,20 Desc-U3 4,20 Desc-U4 4,20 OCAÑA 1 13,00 OCAÑA 2 13,00 Sau-U1 4,00 Sau-U2 4,00 Sau-U3 8,00 Sau-U4 8,00 Say-U1 1,95 Say-U2 1,95 Say-U3 1,25 Say-U4 1,25 Say-U5 4,00 Say-U6 4,00 TOTAL 81,2 Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro.

El ingreso de la central hidroeléctrica hace que el nivel energético de generación de

la región en su capacidad instalada suba un 47% adicional pasando de 55MW

instalados a 81,1 MW

No contamos con la energía que se suministra de la central hidroeléctrica

HIDROABANICO, debido a que ingresa al sistema Interconectado a nivel de tensión

de 138 KV y en la subestación Cuenca es donde baja a nivel de 69 KV.

4.6.1.4 Flujos de potencia

Al transportar energía desde la central hidroeléctrica Ocaña hasta la

subestación de cañar donde es que se une al anillo de 69 KV, y luego repartir por las

líneas de transmisión a las cargas en los distintos alimentadores de la EERCS, se

tiene un aumento en las potencias que fluyen en los flujos de potencia

En la siguiente una tabla comparativa:

189

COMPRARACION DE FLUJOS DE POTENCIA

LINEA DE TRANSMISION Escenario A

Escenario A

Escenario G

Sin Ocaña Con Ocaña Con Ocaña

Cuenca-Monay(03) 22,976 22,099 22,582 Cuenca-Monay(03)-1 22,326 21,474 21,943 Monay(03)-Turi(08) 16,430 14,803 15,657 El Arenal(05)-Turi(08) 16,394 14,774 15,624 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,601 5,986 7,917 Cuenca-Ricaurte(07) 9,573 -6,307 2,093 SE_19-SE_11 7,961 7,961 0,000 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 6,797 15,707 10,957 Azogues(09)-Cañar(18) 6,778 -18,309 -4,881 Verdillo(06)-Saymirín(10) 6,268 6,268 6,268 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,762 0,762 0,762 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,207 25,188 11,874 Cañar_Sinincay 0,000 0,000 -13,748 OCAÑA-CAÑAR 0,000 12,955 -12,757 Ocaña_Cañar 0,000 -12,755 12,956 Verdillo(06)-P.Industrial(04) -2,447 -11,331 -6,598 P.Industrial(04)-Erco(27) -2,818 -2,818 -2,818 El_Arenal(05)-Lentag(14) -6,459 -6,459 -6,459 Monay(03)-P.Centenario(02)1 -6,676 -6,676 -6,676 SE01-Secc(2) -6,789 -6,789 7,961 Verdillo(06)-Secc -6,799 -6,799 -6,799 Descanso-Azogues -7,097 17,990 4,561 SE_07-SE_19 -7,939 -7,939 0,000 Cuenca - Verdillo(06) - 1T -9,703 -6,052 -8,003 Verdillo(06)-El Arenal(05) -21,651 -23,265 -22,417 P.Industrial(04)-Saucay(20) -23,622 -23,622 -23,622 Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos de potencia, antes y después de Ocaña

Filtrando los resultados se obtiene un incremento en líneas de transmisión

puntuales debido al ingreso de Ocaña a inyectar potencia al sistema, donde el signo

indica el sentido del flujo de potencia.

190

VARIACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA, AL INGRESAR OCAÑA

LINEA DE TRANSMISION

Escenario A

Escenario A

Escenario G

Sin Ocaña

Con Ocaña

Con Ocaña

Cuenca-Ricaurte(07) 9,573 -6,307 2,093 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 6,797 15,707 10,957 Azogues(09)-Cañar(18) 6,778 -18,309 -4,881 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,207 25,188 11,874 Cañar_Scay 0,000 0,000 -13,748 OCAÑA-CAÑAR 0,000 12,955 -12,757 Ocaña_Cañar 0,000 -12,755 12,956 Verdillo(06)-P.Industrial(04) -2,447 -11,331 -6,598 Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña

Como es natural sube el flujo de potencia por donde circula la energía hacia el centro

de carga más grande que tiene la cuidad como lo es el Parque Industrial, las líneas

expuestas en la tabla 4.50 es por donde fluirá la potencia de Ocaña.

4.6.1.5 Aumento de perdidas

Al aumentar los flujos de potencias por las líneas tenemos un aumento de perdidas,

por cuanto el aumento de pérdidas es un punto que se asume al entrar en línea la

central Ocaña, en el siguiente grafico podemos apreciar la diferencia en cuanto a

perdidas cuando entre en operación la central.

En principio hasta que se construya la línea de transmisión desde S/E Cañar hasta la

S/E de Sinincay se va a tener perdidas mayores por el ingreso de Ocaña que va a

llegar 2,173 MW en horas de máxima demanda, subiendo en caso de presentarse una

evacuación de la energía de Saucay por la línea hacia la S/E 7 hasta 2,4 MW.

191

ESCENARIO COMPARACION DE PERDIDAS

AÑO 2011 2012 2013 2014

A

Con Ocaña 2,173 2,299 2,353 2,394 Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 1,401 DIFERENCIA 1,032 1,084 1,039 0,992

B


C


D


E


F


G

Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 1,401 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay 1,664 1,719 1,797 1,864 Diferencia 0,523 0,504 0,484 0,462

H

Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 0,294 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay 0,384 0,398 0,410 0,430 Diferencia 0,148 0,144 0,140 0,136

Tabla 4.51 tabla comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego del ingreso de Ocaña

192

Fig. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña

2,173

1,1411,032

1,437

0,522

0,915

2,133

1,0521,081

2,221

1,328

0,893

2,053

0,9561,097

0,561

0,2360,325

1,141

1,664

0,523

0,2360,384

0,148

COMPARACION DE PERDIDAS EN LOS DIFERENTES ESCENARIOS

193

Al tener el ingreso de la línea de transmisión S/E Cañar_ S/E Sinincay se va a tener una

disminución importante de las pérdidas bajando a 1,664 MW por el ingreso de Ocaña, de

ahí la importancia de la construcción de la línea de transmisión que será una evacuación

directa de la energía producida por Ocaña.

En la grafica 4.47 se observa el camino por donde recorre la potencia generada de

Ocaña en los flujos de potencia inicialmente

Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña.

4.6.2 Impactos económicos

4.6.2.1 Costos por perdidas

Los costos del aumento de pérdidas en las líneas se deben asumir de la siguiente manera:

194

• Desde la central hidroeléctrica Ocaña hasta la subestación Cañar es asumida por

ElecAustro, aproximadamente 408 KW a plena carga y en el escenario F, que es

temporada de estiaje dando una carga de 13 MW se tiene una pérdida de 104 kw

• Desde que ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, la empresa eléctrica regional

centro sur debe asumir Las perdidas y la manera de distribución de la energía en la

región.

Con un costo promedio de venta de $ 0,05855 el KW/H, el cual es el valor al que vende

Elecaustro la energía eléctrica, se obtiene los costos por concepto de pérdidas en las

líneas. En la tabla 4.52 se observa los resultados.

Los costos con la leyenda diferencia en la tabla 5.51 es la que se asume en cada uno de

los escenarios por ingreso de la operación al anillo de 69 KV de la EERCS, dentro de

estas pérdidas van difererenciadas , las que son por transmisión de energía la asume

Elecaustro, y las que son por flujo para distribución de energía las asume la EERCS.

195

COMPARACION DE COSTOS POR PERDIDAS

AÑO costo diario

costo anual

Con Ocaña escenario A 3054,3 1114829,8 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 DIFERENCIA 1450,8 529529,2 Con Ocaña escenario B 2019,4 737081,2 Sin Ocaña escenario B 733,9 267869,6 DIFERENCIA 1285,5 469211,6 Con Ocaña escenario C 2997,2 1093974,6 Sin Ocaña escenario C 1478,6 539671,5 DIFERENCIA 1518,6 554303,0 Con Ocaña escenario D 3121,0 1139174,1 Sin Ocaña escenario D 1866,1 681123,3 DIFERENCIA 1254,9 458050,7 Con Ocaña escenario E 2885,1 1053053,6 Sin Ocaña escenario E 1343,9 490527,4 DIFERENCIA 1541,2 562526,2 Con Ocaña escenario F 788,1 287642,2 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 DIFERENCIA 456,6 166643,7 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay escenario G 2338,2 853445,2 Diferencia 734,6 268144,5 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay escenario H 539,8 197041,1 Diferencia 208,3 76042,6 Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas. Fuente: autor.

Los costos que representa a Elecaustro la transportación desde Ocaña hasta Cañar en el

escenario de máxima carga, se tiene en la tabla 4.53

Perdidas por transmisión de energía de Ocaña MW (perdidas) Costo de venta Perdidas en $ diario Perdidas en $ anual 0,4082818 0,058559 573,81 209439,11

Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía

196

El costo indicado en la tabla 4.53 subiría al doble si la línea de Ocaña no fuera de doble

terna, sino una línea simple, por tanto los costos por conceptos de perdidas subirían al

doble.

4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica

Al ingresar la central hidroeléctrica dentro de los parámetros que maneja la

empresa tiene previsto a un costo de una central térmica de producción de 12

KWH/galón, equivalentes a un ahorro estimado por año de 13,9 MM USD. Con un

factor de planta de 0,9 y una producción anual de 203.099 MWH/año.

Estos valores son en beneficio de país debido a que esta central hidroeléctrica viene a

remplazar a centrales termoeléctricas ineficientes que reducirán su producción o en su

defecto tendrán que ir saliendo de operación comercial como vaya avanzando la

construcción de proyectos hidroeléctricos y de otro tipo de energía renovable.

La central del descanso que es la única que genera energía térmica comercialmente en la

ciudad de Cuenca y la venta se la realiza a una empresa de distribución como lo es la

EERCS, produce un promedio de 58.000 MWH/AÑO y su costo de producción es de 17

KWH/galón que difiere mucho de otras empresas generadoras del país.

4.6.3 Impactos Sociales

Desde la construcción de la central hidroeléctrica Ocaña, hasta la finalización y durante

la operación de la central se tendrá impactos sociales a las comunidades pertenecientes a

la región donde se la construye, entre estos impactos podemos enumerarlos como

4.6.3.1 Construcción de carreteros.

197

Uno de los primeros beneficios sociales que trajo la construcción de la central

Hidroeléctrica Ocaña es la apertura de nuevos carreteros, se construyeron 2 carreteros.

• Un carretero que va desde la zona de Javín-San Antonio.Cañar. cercano al río

Cañar. En esta área se abrió una carretera que servirá de entrada a la ventana tres

del túnel. La vía tiene una extensión de 2.700 metros

• Desde la bocatoma se abrió otro carretero hasta la casa de maquinas con una

longitud de 2400 metros

Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña.

La construcción de carreteros y el mantenimiento que va a dar la empresa Elecaustro da

beneficios a los campesinos para poder sacar productos agrícolas de difícil acceso

anteriormente.

4.6.3.2 Inyección económica a la región.

El proyecto hidroeléctrico durante su etapa de construcción se dieron cerca de

420 plazas para personal (directo e indirecto) no especializado de la zona del Proyecto

198

durante 28 meses, que aproximadamente dura la obra, además una inyección de 500 mil

dólares mensuales para la construcción del proyecto.

4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona.

La empresa consiente del manejo ecológico que se debe tener en proyectos de

generación hidroeléctricos se hizo una socialización del proyecto y además capacitación

en manejos ambientales para la región, se dieron la siguiente capacitación:

• Capacitación en escuelas sobre medio ambiente a 300 niños.

• Capacitación a padres de familia sobre manejo de desechos sólidos, cuidado de

suelos y agua a 1700 personas.

• Jornadas médicas con atención a niños de escuelas de Quilloac, San Rafael en la

zona alta del proyecto y de Javín, San Antonio, Ocaña en la zona baja del

proyecto.

Figura. 4.45 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la central Ocaña

199

4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar

Debido al represamiento del rio Cañar para tomar el agua y conducirla hasta el

tanque de presión y luego bajar por una tubería de aproximadamente 3 km de distancia,

se tiene como impacto social la disminución del caudal, pero para mitigar este impacto

ambiental Elecaustro contribuye con un caudal ecológico, el cual es el 10% del caudal

total del rio, esto hace que nunca se sequen los ríos de la región, además ayuda a

controlar las crecidas de los ríos el tanque de presión ubicado en la bocatoma de la

central.

Pero como consecuencia negativa. El agua que sale de las turbinas no tiene

prácticamente sedimento. Esto puede resultar en la erosión de las márgenes de los ríos

4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas

La reproducción de los peces se da normalmente en las partes torrentosas y aguas

arriba donde generalmente viven, para lo cual al tener un azud los peces no pueden

volver a reproducirse, pero dentro de las especificaciones del impacto ambiental se

realiza la construcción de una escalera de peces, la cual permite ascender a los mismos.

En el grafico 4.55 podemos verlo.

Figura. 4.46 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña

200

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES.

• En la evaluación de flujos de potencia se tuvieron un total de 45 nodos en el

anillo de 69KV a evaluar, por lo que esta cantidad de barras solamente con

un programa de computación se puede realizar el análisis respectivo, para

esto se utilizo el DIgSILENT que tiene grandes bondades tanto graficas

como de manejo de datos y distintos tipos de escenarios que se plantearon.

• La generación desde la central Hidroabanico no es un aporte relevante para

el estudio de flujos de potencia en el presente tema de estudio, esto debido a

que ingresa a una tensión de 138 KV a la Subestación Cuenca y luego se la

baja a 69 KV para ingresar al anillo de la EERCS, por lo que se puede tomar

como un aporte del S.I.N.

• En el análisis de flujos de potencia antes del ingreso de la central

hidroeléctrica de Ocaña se puede observar que las perdidas dentro del anillo

de la EERCS incluido los generadores de Elecaustro se tiene menores

perdidas, esto se debe a que la potencia de la central Hidroeléctrica Ocaña no

fluye por el anillo de 69KV, sino ingresa por la subestación Cuenca o por la

subestación Sinincay como energía desde el S.N.I

• La energía que ingresaba a través del S.N.I eran mayores antes del ingreso

de la central Hidroeléctrica Ocaña, esto conllevaba que las perdidas por

transmisión de energía las asuma TRANSELECTRIC, al ser la empresa de

transmisión de energía, pero un detalle que se debe tomar en cuenta es que el

ingreso de energía a través de TRANSELECTRIC es a un nivel de tensión

201

de 138 KV, mientras que la central hidroeléctrica Ocaña es a un nivel de

tensión de 69 KV, por tanto las perdidas suben dado que a 138 KV circulara

menor Corriente que a 69 KV.

• Las perdidas I2.R en el caso de la transmisión de la energía desde Ocaña son

asumidas en partes según sea donde se localicen, si están desde la central

Ocaña hasta la Subestación Cañar las asume Elecaustro, pero una vez que

ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, los asume la empresa eléctrica

regional centro sur y sea el caso cada empresa vera por mejorar las perdidas

técnicas que se tiene en los conductores.

• La empresa Elecaustro con el fin de reducir las pérdidas emplea una línea de

transmisión de doble terna, esto debido a que circulara menor corriente por

cada línea y por ende las perdidas I2.R serán menores. Si fuera solamente

una línea estaría en condiciones de transportar la energía, pero con el

inconveniente de perdidas alrededor de los 800 KW/H a plena carga la

central de Ocaña, pero como se hizo ubicar una línea de transmisión de

doble terna las perdidas bajan a la mitad, que están en el orden de los 400

KW/H a plena carga

• De la misma manera la EERCS con el afán de disminuir las perdidas en las

líneas, debería construir una línea de transmisión directa desde la

subestación Cañar hasta la Subestación Sinincay. Esta línea en el presente

análisis determina que se disminuyan aproximadamente 487 KW a plena

carga en temporada lluviosa, además ayuda a mejorar los niveles de tensión

y ser más estables al variar la potencia de los generadores

.

• Otro impacto que se tiene un mejoramiento en niveles de tensión en las

subestaciones cercanas al proyecto hidroeléctrico Ocaña, como es la

subestación Cañar debido a que los generadores tiene la misión de regular

202

tensión en función del control de reactivos en la línea a través del

AVR(Regulador automático de tensión), pero se debe tener cuidado el valor

en por unidad que se fije en Ocaña al momento de empezar su operación,

esto debido que puede afectar a la subestación de Cañar con una tensión más

allá del 1,05 P.U.

• Para bajar el nivel de tensión de la subestación de cañar a nivel de 22KV, la

cual es la más sensible al entrar en operación la central Hidroeléctrica

Ocaña, se puede cambiar la posición del tap el que actualmente se encuentra

en la posición 2 del transformador a la posición 3.

• Un impacto negativo para la zona donde se desenvuelve el proyecto

hidroeléctrico como lo es hacia la parte de la costa sector la troncal, es que

no se mejoran los niveles de tensión en las líneas ni el servicio, además que

toda la energía generada se la transmite hacia la ciudad de Cuenca la cual

consume en su totalidad por la EERCS

• Al ingresar a pruebas de funcionamiento a partir del mes de enero del año

2012, y luego de esto en operación comercial de energía, debemos tener

claro el funcionamiento del AVR, el cual va a trabajar la barra de Ocaña a un

nivel estimado por unidad de tensión, este nivel optimo que se pudo deducir

en el estudio es 1,01 P.U Esto no involucra que las demás barras no suba en

demasía la tensión cuando la carga se baja, o en su defecto que baje mas allá

de lo permitido cuando este la central y la carga de subestaciones en máxima

potencia. Todo esto antes de ingresar la línea de transmisión S/E Cañar-S/E

Sinincay.

• Cuando se tenga la línea de transmisión desde S/E Cañar-S/E Sinincay,

puede variar este nivel de tensión por unidad debido que es más estable los

niveles de tensión, puede subir a un 1,02 % sin afectación de las demás

barras del anillo de la EERCS.

203

• Como conclusión final en el transcurso de la realización del presente

proyecto se han enriquecido los conocimientos en cuanto al manejo del

programa DIgSILENT, el cual es usado por la EERCS para análisis de

flujos de potencia y coordinación de protecciones, además otras empresas a

nivel nacional las usan para el modelado sea de sus sistemas de distribución

o transmisión por lo que en esta época donde la utilización de programas

para el modelado se vuelve imprescindible para el análisis y diseño del

ingeniero eléctrico.

RECOMENDACIONES.

• Se recomienda la compra de la licencia del programa DIgSILENT power

factory para que la Empresa Elecaustro realice sus análisis de flujos de

potencia como de coordinación de protecciones para las nuevas subestaciones

que se van ir instalando debido a los proyectos de generación hidroeléctrica y

eólica que tiene la empresa como lo son Saymirín V, proyecto Soldado-

Yanuncay, proyecto Eólico Minas de Huscachaca, y la segunda fase de

Ocaña.

• Como recomendación que se hace es que se construya la línea de transmisión

planteada por la EERCS, desde la subestación Cañar hasta la subestación

Sinincay, que al transmitir de una manera directa la energía hacia se va a

tener menores perdidas y mejoramiento de los niveles de tensión en lugares

donde estaba muy crítico.

• En los flujos de potencia se tiene que la subestación de Monay el Tr3 tiene

una sobrecarga del transformador en horas pico, por lo que se recomienda

ampliar la capacidad de la subestación con otro transformador en paralelo.

204

• Se recomienda no mantener conectados los transformadores de potencia de la

Subestación de Saymirín 1_2 debido a que producen perdidas

constantemente, pudiéndose evitar especialmente en temporada de estiaje que

su promedio de funcionamiento son de 3 a 4 horas diarias y el resto del día

permanecen consumiendo energía.

• Se recomienda repotenciar la central Hidroeléctrica Saymirín, debido a que

se encuentra completando su vida útil y el nivel de tensión no es el óptimo

para transmisión de energía, ya que en los flujos de potencia obtenidos se

tienen valores por debajo del 0,95 P.U en algunos escenarios planteados.

• La Subestación #1 que el nivel de transmisión de energía es a 22KV y el

nivel de distribución es a 6,3 KV al correr flujos de potencia se tienen niveles

bajos de tensión, es recomendable cambiar por niveles más altos de tensión

para transmisión y distribución de tensión.

• Se recomienda que cuando se construya el proyecto Ocaña 2, hacer un

análisis de costos al fin de pensar la transmisión de la energía sea a un nivel

de tensión de 138 KV, debido a las menores perdidas en las líneas que se

pueden presentar y mayor capacidad de la misma línea de Ocaña hasta la S/E

Cañar.

• Las empresas Elecaustro y EERCS, deberían coordinar los niveles de tensión

P.U a trabajar la central hidroeléctrica Ocaña, antes de empezar las pruebas

de funcionamiento con el fin de no tener tensiones muy altas en la S/E Cañar

debido a un exceso de generación de reactivos.

205

BIBLIOGRAFIA

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TITULO: Análisis de sistemas de potencia, Mc Grawn Hill, Mexico, 1996,

primera edición.

• AUTOR :GROSS Charle.

TITULO: Análisis de sistemas de potencia, Editorial Interamericana,

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TITULO: Coordinación, ajuste y simulación de protecciones y estabilidad en

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TITULO: Análisis de la interconexión de la central Hidroeléctrica Abanico

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• http://www.inele.ufro.cl/apuntes/Fundamentos_de_Ingenieria_3077/CALCU

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• http://es.scribd.com/doc/43984602/Manual-B-isico-del-Programa-de-

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• http://bieec.epn.edu.ec:8180/dspace/bitstream/123456789/853/5/T10124CAP3.pdf

• http://www.bce.fin.ec/documentos/PublicacionesNotas/Catalogo/Cuestiones/

XXIV-II-05Aviles.pdf

207

ANEXOS

208

Anexo 1.

Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur (EERCS)

209

Anexo 2. Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la EERCS, incluida la central Ocaña.

210

ANEXOS DIGITALES.

• Anexo 3. Resultado de los voltajes en los nodos antes del ingreso de la central Ocaña

• Anexo 4. Resultado de flujos de potencia de cada línea de transmisión antes del ingreso de la central Ocaña.

• Anexo 5.

Resultado de voltajes en los nodos luego del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña.

• Anexo 6. Resultados de flujo de potencia de cada línea de transmisión, luego del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña.

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