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)_______________________________
Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas
3
Certifico que bajo mi dirección la tesis
fue realizada por el Tnlg
Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas
(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
3.5.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 119 3.5.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 120
3.5.5 Escenario E ......................................................................................... 120
3.5.5.1 Voltajes ........................................................................................ 120
3.5.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 122 3.5.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 122
3.5.6 Escenario F ......................................................................................... 123
3.5.6.1 Voltajes ........................................................................................ 123
3.5.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 125 3.5.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 126
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
4.4.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 154 4.4.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 155
4.4.2 Escenario B ......................................................................................... 155
4.4.2.1 Voltaje ......................................................................................... 155
4.4.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 157 4.4.2.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 158
4.4.3 Escenario C ......................................................................................... 159
4.4.3.1 Voltaje ......................................................................................... 159
4.4.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 160 4.4.3.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 161
4.4.4 Escenario D ......................................................................................... 162
4.4.4.1 Voltaje ......................................................................................... 162
4.4.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 164 4.4.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 165
4.4.5 Escenario E ......................................................................................... 165
4.4.5.1 Voltaje ......................................................................................... 165
4.4.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 167 4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 168
4.4.6 Escenario F ......................................................................................... 169
4.4.6.1 Voltaje ......................................................................................... 169
4.4.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 170 4.4.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 172
4.4.7 Escenario G ......................................................................................... 172
4.4.7.1 Voltaje ......................................................................................... 172
4.4.7.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 174 4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 175
4.4.8 Escenario H ......................................................................................... 175
4.4.8.1 Voltaje ......................................................................................... 175
4.4.8.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 177 4.4.8.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 178
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.
CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA
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
Saymirín - 6 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
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 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
Saymirín - 6 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
Saymirín - 6 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
3.5.2.2 Perdidas en las líneas
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
3.5.3.2 Perdidas en las líneas
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
3.5.4.2 Perdidas en las líneas
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
3.5.4.3 Carga en las líneas de transmisión
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 máximos
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 mínimos
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
3.5.5.2 Perdidas en las líneas
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
3.5.5.3 Carga en las líneas de transmisión
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 máximos
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 mínimos
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
3.5.6.2 Perdidas en las líneas
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
3.5.6.3 Carga en las líneas de transmisión
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
4.4.1.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.1.3 Carga en las líneas de transmisión
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
• Niveles de tensión mínimos
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.
• 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 22,89 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.
4.4.2.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.2.3 Carga en las líneas de transmisión
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
• Niveles de tensión mínimos
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
• 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 22,72 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.
4.4.3.2 Perdidas en las líneas
• 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
P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2559 0,2561 0,2563 0,2566
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
Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0110 0,0132 0,0167 0,0199
Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0109 0,0130 0,0165 0,0197
SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 0,0123
Cuenca-Ricaurte(07) 0,0054 0,0061 0,0080 0,0106
Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0036 0,0029 0,0023 0,0018
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
4.4.3.3 Carga en las líneas de transmisión
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 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 1,041 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
4.4.4.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.4.3 Carga en las líneas de transmisión
Linea de transmisión 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,25 65,23 68,33 71,54
Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,26 63,90 66,90 69,41
Verdillo(06)-Secc 50,30 52,71 55,21 57,81
Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,64 35,76 35,83 35,91
Azogues(09)-Cañar(18) 35,50 35,00 34,45 33,87
Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 32,26 31,65 31,00 30,33
Cuenca-Monay(03) 28,48 30,17 32,06 33,49
Cuenca-Monay(03)-1 27,68 29,31 31,15 32,54
Verdillo(06)-El Arenal(05) 27,42 27,25 29,03 30,06
P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 24,22 40,52 41,40 42,09
Descanso-Azogues 23,87 23,53 23,15 22,75
P.Industrial(04)-Saucay(20) 22,29 0,00 0,00 0,00
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
Verdillo(06)-P.Industrial(04) 11,67 6,95 6,39 5,79
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
Cuenca - Verdillo(06) - 1T 7,72 10,41 11,65 12,67
Cuenca - Verdillo(06) - 2T 7,62 10,29 11,52 12,52
Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,41 7,16 9,04 11,01
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 máximos
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.
4.4.5.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión
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.
4.4.6.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.6.3 Carga en las líneas de transmisión
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
4.4.7.2 Perdidas en las líneas
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
Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1804 0,1811 0,1819 0,1827
Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1342 0,1460 0,1600 0,1723
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)-El Arenal(05) 0,0911 0,0963 0,1093 0,1174
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
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
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
Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0104 0,0124 0,0157 0,0186
P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0104 0,0115 0,0132 0,0147
Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0103 0,0123 0,0155 0,0184
SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121
Descanso-Azogues 0,0079 0,0080 0,0081 0,0082
Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0032 0,0025 0,0020 0,0014
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 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
4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión
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
4.4.8.2 Perdidas en las líneas
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
4.4.8.3 Carga en las líneas de transmisión
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
Con Ocaña 1,437 1,436 1,434 1,435 Sin Ocaña 0,522 0,539 0,557 0,577 DIFERENCIA 0,915 0,897 0,878 0,858
C
Con Ocaña 2,133 2,172 2,234 2,284 Sin Ocaña 1,052 1,133 1,241 1,338 DIFERENCIA 1,081 1,038 0,993 0,946
D
Con Ocaña 2,400 2,528 2,584 2,628 Sin Ocaña 1,328 1,403 1,504 1,594 DIFERENCIA 1,072 1,125 1,080 1,033
E
Con Ocaña 2,053 2,091 2,153 2,202 Sin Ocaña 0,956 1,037 1,144 1,240 DIFERENCIA 1,097 1,055 1,009 0,962
F
Con Ocaña 0,561 0,568 0,574 0,586 Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 0,294 DIFERENCIA 0,325 0,315 0,304 0,292
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.
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TITULO: Coordinación, ajuste y simulación de protecciones y estabilidad en
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• http://www.itmorelia.edu.mx/electrica/Notas/JCSilva/Sistemas_de_Potencia/f
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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
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ANEXOS
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Anexo 1.
Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur (EERCS)
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Anexo 2. Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la EERCS, incluida la central Ocaña.
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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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