ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
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ESCUELA DE INGENIERÍA
“ESTUDIO Y PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA DEL CANTÓN LA MANA JURISDICCIÓN DE LA
EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL DE COTOPAXI
(ELEPCO S. A.) UTILIZANDO EL PROGRAMA NEPLAN”
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
QUISPE TOAPANTA VICENTE JAVIER
[email protected]
DIRECTOR: ING. MIGUEL A LUCIO CASTRO
[email protected]
QUITO, JUNIO 2009
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DECLARACIÓN
Yo QUISPE TOAPANTA VICENTE JAVIER declaro bajo juramento que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
______________________
QUISPE TOAPANTA VICENTE XAVIER
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CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por QUISPE TOAPANTA
VICENTE JAVIER, bajo mi supervisión.
________________________
ING. MIGUEL LUCIO
DIRECTOR DEL PROYECTO
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AGRADECIMIENTO
Un sincero agradecimiento a mi Director de Tesis Ing. Miguel Lucio por su aporte
realizado a este Proyecto de Titulación
Gracias al Personal de la Empresa Eléctrica ELEPCO SA, en especial a los
Ingenieros Santiago Medina y Carlos Saavedra por su ayuda desinteresada
Finalmente gracias a quienes de una o de otra manera contribuyeron en la
elaboración del presente Proyecto
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DEDICATORIA
Con todo amor a mis padres y hermanos por los sacrificios que han realizado a lo
largo de toda su vida, apoyándome con abnegación y esfuerzo para que pueda
culminar mis estudios universitarios, con el objetivo de ser un nuevo profesional
y así desde mi campo
oportunidad de formarme.
aportar al desarrollo del país que me ha brindado la
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CONTENIDO
CAPITULO 1: OBJETIVOS Y ALCANCE
1.1 INTRODUCCIÓN
1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE
1.2.1 Objetivos
1.2.2 Alcance
1.2.3 Justificación del Proyecto
2
3
3
4
5
CAPITULO 2: ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)
2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO S.A
2.1.1 Área de Concesión
2.1.2 Fuentes de Suministro
2.1.2.1 Generación local
2.1.2.2 Nodos del SNI (Sistema Nacional Interconectado)
2.1.3 Sistema de Sub-transmisión ELEPCO
2.1.4 Sistema de Distribución Primario ELEPCO
2.1.5 Descripción del Sistema Eléctrico de EMELGUR
2.1.5.1 Área de Concesión
2.1.5.2 Nodos de Alimentación
2.1.5.3 Descripción del Sistema actual
2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS DE ELEPCO S. A
2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
2.3.1 Área de Estudio 1 (ELEPCO)
2.3.2 Área de Estudio 2 (EMELGUR)
2.4 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
2.4.1 Información para el Área de Estudio 1
2.4.1.1 Información de las Centrales del Sector Occidental
2.4.1.2 Información de Transformadores de Potencia
2.4.1.3 Información de las Líneas de Distribución
2.4.1.4 Información de los Sectores de alta concentración de Carga
2.4.2 Información para el Área de Estudio 2
2.4.2.1 Levantamiento Georeferenciado del Sistema de Distribución
del Cantón La Mana
2.4.2.2 Descripción del Sistema de Distribución del Cantón La Mana
(EMELGUR)
2.4.2.3 Descripción del Sistema de Distribución de los
Alrededores del Cantón La Mana (ELEPCO)
2.5 MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
2.5.1 Breve Descripción del Programa Neplan para Análisis de Sistemas
de Redes Eléctricas
8
8
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31
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2.5.2 Modelación del Sistema de Distribución
2.5.3 Simulación del Sistema de Distribución
2.5.3.1 CASO 1
2.5.3.2 CASO 2
2.5.3.3 CASO 3
2.5.3.4 CASO 4
2.6 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
2.6.1 Simulación del Caso 1
2.6.1.1 CASO 1 – Demanda Mínima
2.6.1.2 CASO 1 – Demanda Máxima
2.6.2 Simulación del Caso 2
2.6.2.1 CASO 2 – Demanda Mínima
2.6.2.2 CASO 2 – Demanda Máxima
2.6.3 Simulación del Caso 3
2.6.3.1 CASO 3 – Demanda Mínima
2.6.3.2 CASO 3 – Demanda Máxima
2.6.4 Simulación Caso 4
2.7 ESTUDIO DE PÉRDIDAS
2.7.1 Pérdidas No Técnicas
2.7.2 Pérdidas Técnicas
2.7.2.1 Pérdidas Técnicas - Caso 1
2.7.2.2 Pérdidas Técnicas - Caso 2
2.7.2.3 Pérdidas Técnicas - Caso 3
2.7.2.4 Pérdidas Técnicas - Caso 4
2.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS
2.8.1 Cortocircuitos en Nodos del Sistema Occidental Concesión ELEPCO
2.8.2 Cortocircuitos en Líneas del Sistema Occidental Concesión ELEPCO
2.8.3 Cortocircuitos en el Alimentador La Mana concesión EMELGUR
2.9 CONCLUSIONES DEL DIAGNOSTICO
40
42
42
43
43
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84
CAPITULO 3: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA
3.1.1 Métodos Perspectivos
3.1.2 Métodos Normativos
3.1.3 Métodos de Confrontación Oferta – Demanda
3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO
3.2.1 Proyección de la Demanda del Sistema de Distribución Zona
Occidental por Secciones
3.2.2 Proyección de la Demanda del Alimentador Cantón La Mana
3.2.3 Proyección de la Demanda Global del Sistema de Distribución
de la Zona Occidental (ELEPCO)
3.2.4 Comparación de la Proyección de la Demanda
3.3 SIMULACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PROYECTADOS
3.3.1 Generación Total Y Pérdidas
3.3.2 Niveles de Voltajes en Nodos Del Sistema
3.3.3 Niveles de Cargabilidad por Elementos Del Sistema
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CAPITULO 4: PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
DEL CANTÓN LA MANA
4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE PRIMARIOS Y.
SUBESTACIONES
4.1.1 Introducción
4.1.2 Modificación del Área de influencia de Primarios
4.1.2.1 Línea Angamarca – Zumbahua
4.1.3 Área de influencia de Sub-Estaciones
4.1.3.1 Sub-Estación La Mana
4.1.3.2 Simulación S/E La Mana
4.1.4 Simulación del Sistema de Distribución Occidental a 22.8 KV
4.2 CAMBIO DE CONDUCTORES
4.3 ANÁLISIS DE PROTECCIONES
4.3.1 Introducción
4.3.1.1 Causas de Fallas
4.3.1.2 Tipos de Fallas
4.3.2 Criterios de Protecciones
4.3.2.1 Protección de Transformadores
4.3.2.2 Protección de Líneas
4.3.2.3 Protección de Generadores
4.3.3 Coordinación de Protecciones
4.3.3.1 Coordinación de Protecciones de Distancia
4.3.3.1.1 Relé de Distancia San Rafael
4.3.3.1.2 Relé de distancia El Estado
4.3.2.1.3 Relé de Distancia Quinsaloma
4.3.3.2 Coordinación de protecciones de Sobrecorriente de los
Transformadores
4.3.3.2.1 Relé de Sobrecorriente – Trafo 1 S/E San Rafael
4.3.3.2.2 Relé de Sobrecorriente – Trafo 2 Central El Estado
4.3.3.2.3 Relé de Sobrecorriente – Trafo 3 Central Quinsaloma
4.3.3.2.4 Relé de Sobrecorriente – Trafo 4 Central Angamarca
4.4 SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS
4.4.1 Montaje de un banco de Capacitores
4.4.2 Montaje de la S/E La Mana
4.4.3 Montaje de la Línea Angamarca – Zumbahua
4.5 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES
4.5.1 Año 2009
4.5.2 Año 2010
4.5.3 Año 2011
4.5.4 Año 2012
4.5.5 Año 2013
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102
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131
131
132
132
133
133
CAPITULO 5: ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN DEL
SISTEMA
5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA
137
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5.1.1 Justificación Técnica
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS
5.2.1 Costo del Sistema de Distribución del Cantón La Mana
5.2.2 Costos del banco de Capacitores
5.2.3 Costo de la Línea Calope – La Mana 69 Kv
5.2.4 Costo de la Línea Angamarca – Zumbahua 13.8 Kv
5.2.5 Costo de la Repotenciación Central Angamarca
5.2.6 Costo de La S/E La Mana
5.3 RELACIÓN BENEFICIO-COSTO
5.3.1 Alimentador La Mana concesión EMELGUR
5.3.2 Sistema Occidental concesión ELEPCO
137
139
139
140
140
140
142
142
144
144
145
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES GENERALES
6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS
6.3 RECOMENDACIONES
148
149
151
BIBLIOGRAFÍA
153
ANEXOS
ANEXO 1:
1.1 Historial Demanda de Potencia Máxima y Mínima en Sub-Estaciones de ELEPCO 2007
1.2 Historial Demanda de Potencia Máxima en la S/E San Rafael 2007 - 2008
ANEXO 2: Parámetros Eléctricos y Mecánicos de Centrales de Generación y Transformadores de
Potencia del Sistema de Distribución Occidental
ANEXO 3: Inventario de materiales y Georeferenciado del Alimentador La Mana concesión
EMELGUR
ANEXO 4: Inventario de materiales y Georeferenciado de los Alrededores del Cantón La Mana
concesión ELEPCO
ANEXO 5: FLUJOS DE POTENCIA
5.1 CASO 1: Demanda Máxima y Mínima
5.2 CASO 2: Demanda Máxima y Mínima
5.3 CASO 3: Demanda Mínima
5.4 CASO 4: Alimentador La Mana (EMELGUR)
ANEXO 6: CORTOCIRCUITOS
6.1 NODOS ELEPCO: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica
6.2 LINEAS ELEPCO: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica
6.3 NODOS EMELGUR: Falla Monofásica y Trifásica
6.4 LÍNEAS EMELGUR: Falla Monofásica, Bifásica y Trifásica
ANEXO 7: FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PROYECTADOS
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ANEXO 8: FLUJOS DE POTENCIA CON NIVEL DE VOLTAJE A 22,8 KV
ANEXO 9: FLUJOS DE POTENCIA AÑOS PLANIFICADOS
ANEXO 10: COSTOS DE LAS ALTERNATIVAS PLANIFICADAS
10.1: Alimentador La Mana (EMELGUR)
10.2: Línea Calope – La Mana 69 KV
10.3: Línea Angamarca – Zumbahua 13,8 Kv
ANEXOS GRAFICOS
ANEXO AUTOCAD 1: Diagrama Unifilar Sistema de Sub-Transmisión EMELGUR
ANEXO AUTOCAD 2: Alimentador Cantón La Mana concesión EMELGUR
ANEXO AUTOCAD 3: Redes de Distribución Alrededores de La Mana concesión ELEPCO
ANEXO AUTOCAD 4: Diagrama Unifilar del Sistema de Distribución Occidental
ANEXO AUTOCAD 5: Diagrama Unifilar del Sistema de Distribución Occidental Casos de Estudio
ANEXO AUTOCAD 5.1: Caso 1
ANEXO AUTOCAD 5.2: Caso 2
ANEXO AUTOCAD 5.3: Caso 3
ANEXO AUTOCAD 6: Diagrama de Conexiones Trasformador S/E La Mana
ANEXO AUTOCAD 7: Curvas de Relés de Sobrecorriente y Fusible
ANEXO GRAFICO 8: Sistema de Distribución Occidental NEPLAN
ANEXO GRAFICO 9: Sistema de Distribución Alimentador La Mana NEPLAN
ANEXO MAGNÉTICO: Planos de Anexo Auto CAD 2 y Auto CAD 3
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RESUMEN
En el presente proyecto de titulación se realiza una simulación de la
operación del sistema de distribución de la zona occidental de la provincia de
Cotopaxi concesión de la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi (ELEPCO
S.A) en condiciones de demanda mínima y máxima, permitiendo con esta
información efectuar un estudio de la situación actual, determinar las perspectivas
del crecimiento de la demanda hasta el año meta 2013, planteando soluciones a
los problemas detectados para mejorar condiciones de operación de dicho
sistema eléctrico.
Se realiza una simulación del alimentador La Mana concesión de la Empresa
Eléctrica Guayas Los Ríos (EMELGUR) desde condiciones de operación de la
empresa eléctrica ELEPCO considerando un posible traspaso de carga entra las
dos empresas.
Para solventar los problemas encontrados se `proponen el montaje de la S/E
La Mana en el cantón del mismo nombre, la ubicación de un banco de capacitores
en el sector de Zumbahua (paramo occidental) y finalmente se propone una
repotenciación de la Central Angamarca.
Es conveniente que las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben planificar
de mejor manera sus sistemas eléctricos, ya que en este caso se hubiera elegido
un nivel de voltaje 22.8 Kv para operar el sistema occidental de ELEPCO
obteniendo mejores condiciones de operación, en la actualidad presenta
problemas considerables debido a su voltaje de operación 13,8 Kv.
La utilización del paquete computacional NEPLAN constituye una verdadera
herramienta para planificar de mejor manera los sistemas eléctricos gracias a la
variedad de funciones para realizar simulaciones en diferentes campos de
análisis, como flujos de potencia, cortocircuitos, elementos de protección,
estabilidad, etc.
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CAPITULO 1
OBJETIVOS Y ALCANCE
1.1 INTRODUCCIÓN
1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE
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OBJETIVOS Y ALCANCE
1.1 INTRODUCCIÓN
El Sistema Eléctrico de Potencia en el país presenta inversiones económicas
asignadas de la siguiente manera: 35% - 55% destinadas a Generación, 10% 15% destinadas a Sub.-Estaciones Elevadoras o Reductoras , 15% - 25%
destinadas a Transmisión, 40% - 60% destinadas a Distribución y 5% - 10%
destinadas a otras actividades, el mayor porcentaje esta asignado a los sistemas
de distribución es por ello la importancia de tener una mejor optimización de los
recursos económicos con correctas políticas de planificación.
Debido al olvido por parte de las Empresas Eléctricas de nuestro país con
relación a realizar una debida planificación de cada uno de los Sistemas
Eléctricos de Sub-Transmisión y Distribución que están bajo su concesión, dichas
empresas están en la obligación de planificar su Sistema Eléctrico con el afán de
satisfacer la demanda de Potencia y Energía Eléctrica con índices de calidad y
eficiencia del servicio eléctrico para todos los usuarios que lo requieran.
El presente estudio corresponde a un análisis de la situación actual y su
posterior
planeamiento del sistema de distribución de la Zona Occidental
concesión de ELEPCO S.A y del Cantón La Mana concesión de EMELGUR, los
alrededores de este cantón son abonados de la empresa eléctrica ELEPCO, todo
este estudio con la finalidad de establecer la demanda de Potencia y Energía
Eléctrica a largo plazo, en base a recopilación de información de registros de
demanda de Potencia y Energía existentes en los años anteriores.
La falta de planificación en las Empresas Distribuidoras ha provocado la
toma de decisiones apresuradas que han generado condiciones de operación
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poco eficientes para cada uno de los Sistemas Eléctricos, lo que ha encadenado
en sistemas con altas pérdidas de potencia y energía, voltajes fuera de los limites
de regulación permitidos, sobredimensionamiento y en otros casos sobrecarga en
conductores y transformadores.
Por lo tanto es importante rescatar el hecho de regresar a la planificación de
los Sistemas Eléctricos
ya que
permiten optimizar los recursos técnico-
económicos de una manera que sea conveniente para cada uno de los usuarios
como para las Empresas Distribuidoras.
La Empresa Eléctrica Regional de Guayas
Los Ríos S.A (EMELGUR)
abastece de servicio eléctrico al Cantón la Mana mediante un alimentador que
parte de la S/E Valencia que pertenece a esta empresa. Este cantón aunque
pertenece a la provincia de Cotopaxi esta fuera de la zona de concesión de la
Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi S.A (ELEPCO) la cual se ve en la
necesidad de planificar su sistema eléctrico de distribución del sector occidental
incluyendo esta zona de estudio, pues a futuro, estas redes serán operadas por
ELEPCO S. A. a través de la S/E La Mana diseñada para 20 MVA.
1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE
1.2.1. OBJETIVOS
1.2.1.1
•
Objetivo General
Tener conocimiento de la operación, comportamiento y equipamiento
del sistema de distribución de la zona occidental (ELEPCO) y el Cantón
La Mana (EMELGUR), además realizar la planificación del Sistema de
Distribución para una expansión optimizada del sistema en los próximos
años.
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1.2.1.2
•
Objetivos Específicos
Realizar un estudio de las condiciones de operación y comportamiento
actual del Sistema de Distribución
de la zona occidental y lo
correspondiente al Cantón La Mana.
•
Realizar
un
inventario
Geo-referenciado
del
equipamiento
de
transformación y distribución de energía eléctrica que dispone el
sistema del sector occidental y el cantón La Mana.
•
Estimar la demanda de potencia y energía futura para el Cantón la
Mana (EMELGUR) y zona occidental (ELEPCO) con la debida
aplicación del método de planificación.
•
Plantear alternativas de mejoramiento del sistema de distribución de los
casos en estudio tanto para la condición de operación actual como la
proyectada.
•
Establecer el costo de inversión que debería realizar la empresa
Eléctrica Provincial de Cotopaxi para satisfacer la demanda futura en el
cantón La Mana.
1.2.2. ALCANCE
Este proyecto pretende aplicar los conceptos de planificación de sistemas de
distribución de energía eléctrica
para determinar la demanda de potencia y
energía futura de las zonas de estudio.
Simular los
sistemas
de distribución en estudio en el
programa
computacional NEPLAN utilizando toda la información que se requiera para
obtener una simulación muy próxima a la realidad del sistema.
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Se considera realizar el análisis del sistema de distribución actual de las
zonas en estudio para efectuar el diagnostico del comportamiento en operación
del Sistema de Distribución proporcionándose alternativas para su mejoramiento.
Mediante un análisis técnico-económico estimar el costo de inversión que se
debe realizar para satisfacer la demanda proyectada una vez realizada la
planificación del sistema de distribución, además establecer el tiempo de
recuperación de la inversión por parte de la Empresa Eléctrica Provincial de
Cotopaxi ( ELEPCO S.A.).
Obtener los beneficios de una correcta planificación del sistema de
distribución, presentando condiciones de operación de una manera más eficiente
y con un mejor rendimiento técnico y económico.
1.2.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
La Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi S. A. (ELEPCO) pretende a
futuro satisfacer la demanda que requiere el Cantón La Mana que en la actualidad
está siendo abastecida por la Empresa eléctrica Regional Guayas Los Ríos S. A.
(EMELGUR), para lo cual debe cumplir requerimientos técnicos y económicos que
justifiquen la inclusión de este Cantón a su área de concesión.
Por lo tanto la importancia del presente estudio constituye de gran utilidad
para la empresa, es por ello que se requiere varias actividades que se deben
desarrollar.
El presente trabajo comprende el estudio, actualización y planificación de la
red de distribución eléctrica de la zona occidental (ELEPCO), el Cantón La Mana
(EMELGUR), información que es de gran utilidad en las actividades dinámicas a
desarrollar.
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Dado el vertiginoso crecimiento que mantiene el sistema en estudio, es
necesario realizar una verificación de las condiciones de funcionamiento del
mismo a fin de establecer las mejoras alternativas de servicio eléctrico de la zona
para condiciones de operación actual y para los próximos años.
Se conoce que la zona del Cantón La Mana concesión EMELGUR tiene un
gran crecimiento agrícola , industrial y turístico, lo que representa un incremento
poblacional que ha generado una expansión de su zona urbana en forma
desordenada con un crecimiento de su demanda sin ninguna proyección y
planificación debido a la presencia de locales comerciales, residenciales,
hosterías y desarrollo ornamental del Cantón, también existen zonas periféricas
muy alejadas de la urbe que se sirven de energía eléctrica con alimentadores
monofásicos muy extensos, y otros sectores especiales de la urbe que requieren
el servicio eléctrico, por ello es imperiosa la necesidad de realizar un estudio para
tener fundamentos técnicos para una mejor planificación si se da una posible
inclusión de este cantón al sistema de distribución occidental (ELEPCO).
ELEPCO presenta abonados en los alrededores del Cantón La Mana, se
considera que sus habitantes presentan costumbres y culturas muy parecidas lo
que puede ayudar a realizar el presente estudio, ya que la información fue muy
restringida por parte de la empresa eléctrica EMELGUR.
Los usuarios del Cantón La Mana que pertenecen a ELEPCO están
ubicados en la zona occidental de la provincia de Cotopaxi muy alejada de la
capital provincial (Latacunga) donde se encuentra concentrada toda la parte
operativa del sistema de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi lo que no
permite tener un mejor conocimiento actual del comportamiento y las condiciones
de operación de sus abonados en esta zona, en los últimos años no se a
realizado un estudio de esta calidad.
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CAPITULO 2
ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)
2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO S.A
2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS DE ELEPCO S. A
2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
2.4
2.5
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
MODELACIÓN
Y
SIMULACION
DISTRIBUCIÓN
2.6
ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
2.7
ESTUDIO DE PÉRDIDAS
2.8
ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS
2.9
CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO
DEL
SISTEMA
DE
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ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN LA MANA (ELEPCO)
Puesto que una parte del área de estudio
(Cantón La Mana) esta
suministrada de servicio eléctrico por EMELGUR es importante a más de describir
el sistema eléctrico de ELEPCO hacer una breve descripción del sistema de
EMELGUR para poder tener mejores criterios de análisis del sistema en estudio.
La otra parte del estudio corresponde a todo la parte del sistema de
distribución occidental a 13.8 Kv concesión de ELEPCO S.A.
2.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ELEPCO
Si se asigne la concesión del Cantón La Mana a la empresa eléctrica
ELEPCO de ser este el caso, significa que la empresa tendrá un alimentador que
se suma a su sistema de distribución occidental, el cual estaría previsto conectar
a la S/E La Mana que se encuentra planificada por la Empresa Eléctrica.
2.1.1 ÁREA DE CONCESIÓN
La Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi ELEPCO S.A. tiene por objeto la
prestación del servicio público de electricidad en su área de concesión que
corresponde a toda la Provincia de Cotopaxi la cual es 5556 km2.
Debido a que las Instituciones que le antecedieron fueron los Servicios
Eléctricos Municipales y luego el Sistema Eléctrico Latacunga su sistema eléctrico
era muy limitada y sus redes estaban alejadas del cantón La Maná motivó que la
Empresa Eléctrica EMELGUR
integre a esta zona dentro de su área de
concesión, incluyendo varios de sus recintos adyacentes tales como ChipeHamburgo, El Toquillal, Tres Coronas, Manguila y San Pablo.
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Razones parecidas generaron que la Empresa Eléctrica Ambato brindara
servicio en el extremo sur de la Provincia en el sector de Cunchibamba y La
Empresa Eléctrica Quito en el extremo norte.
Las Parroquias de Palo Quemado y Las Pampas pertenecientes al Cantón
Sigchos ubicadas en los confines Nor-Occidentales de Cotopaxi fueron
electrificadas por la Empresa Santo Domingo de los Colorados.
Desde el año de 1978 paralelamente a la remodelación de redes se inicia la
expansión del sistema y es así que en forma planificada y paulatina fue
extendiendo sus redes eléctricas y actualmente ha rodeado las redes de las
empresas eléctricas adyacentes impidiendo su avance.
Figura 1: Área de concesión de ELEPCO S.A.
2.1.2
FUENTES DE SUMINISTRO
El sistema eléctrico de ELEPCO S.A. cuenta con dos fuentes de suministro
de energía: la generación local y los nodos del S.N.I. desde las subestación
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Ambato a 69 kV. y desde la subestación Mulaló a 138 kV. Estos nodos son los de
mayor aporte de la energía consumida.
2.1.2.1 Generación Local
Se conforma de cinco Centrales Hidroeléctricas: Illuchi 1 y 2 ubicadas en el
Cantón Latacunga, El Estado, Angamarca, estas dos Centrales pertenecen al
Cantón Pujilí y Catazacón ubicado en el Cantón Pangua.
La capacidad instalada disponible de las cinco centrales para la generación
de energía eléctrica es de 15.2 MVA. Se debe indicar que la Central Angamarca
opera su sistema de manera aislada con respecto al sistema eléctrico de
ELEPCO S.A.
En el siguiente cuadro se muestran las características de las centrales de
generación de ELEPCO S.A.
CENTRAL
ILLUCHI 1
ILLUCHI 2
EL ESTADO
CATAZACON
ANGAMARCA
GENERACION
HIDRAULICA
HIDRAULICA
HIDRAULICA
HIDRAULICA
HIDRAULICA
CAPACIDAD (kVA)
5244
6500
2125
1000
375
VOLTAJE (V)
2400
2400
4160
440
4160
FRECUENCIA (HZ)
60
60
60
60
60
FP
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
No. GRUPO
4
4
2
2
2
Año ent. Servicio
1951
1979
1986
1991
1994
Observaciones
Inter. al
sistema
Inter. al
sistema
Inter. Al
sistema
Inter. al
sistema
Aislado sist.
Tabla 2.1: Características de las centrales de generación de ELEPCO S.A.
2.1.2.2
Nodos Del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I)
El sistema de ELEPCO S.A. se enlaza al S.N.I a través de dos nodos
situados el uno en la subestación Mulaló y el otro en la subestación Ambato,
siendo el nodo de mayor importancia el primero por estar situado cerca al centro
de carga y con flujo de potencia que significa el 62.7 % de la energía eléctrica
disponible. Esta subestación está conectada a la línea de transmisión PucaráSanta Rosa a un nivel de voltaje de 138 kV. y cuenta con un transformador 50/63
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MVA, que reduce el voltaje de los 138 kV. a 69 kV., el mismo que dispone de
regulación automática bajo carga.
Mientras tanto que el nodo dos normalmente abastece de energía
únicamente al Cantón Salcedo y a la fábrica de cementos ROCACEM. La
subestación Ambato se encuentra interconectada con la línea de transmisión
Pisayambo – Totoras a 138 kV. del S.N.I y cuenta con un transformador de 33/44
MVA, el mismo que reduce el voltaje de 138 kV. a 69 kV. Este no dispone de
regulación automática bajo carga
2.1.3 SISTEMA DE SUB-TRANSMISIÓN DE ELEPCO
El sistema de sub-transmisión tiene varios niveles de voltaje que van desde
los 13.8 kV hasta los 69 kV, con distancias relativamente cortas. Estos valores se
indican en el cuadro No. 2.
TRAMO
VOLTAJE (KV)
CONDUCTOR
TIPO
LONGITUD (Km)
S/E Ambato - S/E Salcedo
69
300 MCM
ACSR
28
S/E Salcedo – Derv San Juan
69
300 MCM
ACSR
5.79
Derv. San Juan – S/E ROCACEM
69
300 MCM
ACSR
0.8
Der. San Juan – S/E SNI. Rafael
69
300 MCM
ACSR
1.21
S/E Sn Rafael – S/E El Calvario
13.8
3/0 AWG
ACSR
2
S/E Sn Rafael – S/E El Estado
13.8
3/0 AWG
ACSR
60
El Estado – Catazacón
13.8
3/0 AWG
ACSR
21.2
Illuchi 1 – S/E El Calvario
22
2 AWG
Cu
9
Illuchi 2 – S/E El Calvario
13.8
477 MCM
ACSR
7.65
S/E Sn. Rafael – Deriv Laygua
69
266.8 MCM
ACSR
9
Deriv. Laygua - S/E la Cocha
69
266.8 MCM
ACSR
6
Deriv. Laygua – S/E Mulaló
69
266.8 MCM
ACSR
9
S/E Mulaló – S/E Lasso
69
266.8 MCM
ACSR
6.5
S/E Lasso – S/E Sigchos
69
266.8 MCM
ACSR
33.6
Tabla 2.2: Características del sistema de subtransmisión ELEPCO S.A
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2.1.4
DESCRIPCIÓN
DEL
SISTEMA
DE
DISTRIBUCIÓN
PRIMARIO DE ELEPCO
El sistema de distribución primario cuenta en la actualidad con dos niveles
de voltaje 6.3. kV. y 13.8 kV siendo todos sus alimentadores de tipo radial.
En la actualidad el sistema de 6.3. kV se tiene únicamente en la subestación
El Calvario con su salida No. 1, el resto de alimentadores ya han sido cambiados
a 13.8 kV, actualmente se está construyendo un alimentador para cambiar
completamente el sistema de 6.3 kV. a 13.8 kV., con lo que desparecería
definitivamente éste nivel de voltaje.
A continuación se realiza una descripción de cada una de las siete
subestaciones de ELEPCO S.A.
2.1.4.1
Subestación Salcedo
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 MVA
y presenta
cuatro alimentadores a un nivel de voltaje de 13.8 kV.
•
Alimentador Norte Oriente de Salcedo
•
Alimentador Centro de Salcedo
•
Alimentador Sur
•
Alimentador Occidente de Salcedo
2.1.4.2
Subestación San Rafael
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10/13 MVA. Tiene tres
salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV.
•
Alimentador # 0201 Brigada Patria – Once de Noviembre.
•
Alimentador # 0202 Niágara – Pujilí.
•
Interconexión con La Central el Estado.
2.1.4.3
Subestación el Calvario
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 3x1.75 MVA y 1x 4/5.2
MVA, tiene tres salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV. A excepción de la
salida uno que tiene un nivel de voltaje de 6.3 kV.
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•
Alimentador Avenida Sur y Centro Sur 6.3 Kv
•
Alimentador norte La Estación 13.8 Kv
•
Alimentador # 0101 Oriental 13.8 Kv
•
Alimentador # 0102 Industrial Sur 13.8 Kv
•
Alimentador Central Illuchi Uno 2.4 Kv
•
Alimentador de Llegada 22 Kv
•
Alimentador # 0103 líneas subterráneas 13.8 Kv
2.1.4.4
Subestación La Cocha
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10/12.5 MVA, tiene cinco
salidas con un nivel de voltaje de 13.8 kV. A excepción de la salida dos que se
encuentra desconectada en la actualidad.
•
Alimentador # 0601 Yugsiloma Colatoa
•
Alimentador # 0602 Isimbo 2
•
Alimentador de Interconexión con la S/E El Calvario a 13.8 Kv
•
Alimentador # 0604 Base Aérea Cotopaxi
2.1.4.5
Subestación Mulaló
Tiene una capacidad instalada de 10/12.5 MVA con cinco alimentadores de
distribución a 13.8 kV. De los cuales el alimentador No. 3 no esta habilitado.
•
Alimentador # 0401 Industria Lasso Mulalo
•
Alimentador # 0402 Tanicuchi.
•
Alimentador # 0403 Saquisilí – Guaytacama
•
Alimentador # 0404 Oriente Subestacion Joseguango Bajo
•
Alimentador # 0405 Fca. Aceropaxi.
2.1.4.6
Subestación Lasso
Esta subestación tiene dos transformadores de 10/12.5 MVA (T1) y 20 MVA
(T2), de los cuales se derivan tres salidas a 13.8 kV. de cada uno.
• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0502, 5218-12 San Agustín de Callo.
• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0504, 5218-14 Pastocalle Toacazo
• Alimentador Transf. 10/12 MVA. # 0505, 5218-125 Textiles Rio Blanco
• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0504*, 5218-124 Norte – Centro Lasso
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• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0505, 52L8-L25 ACOSA
• Alimentador Transf. 20 MVA. # 0506, Familia SANCELA
2.1.4.7
Subestación Sigchos
La subestación Sigchos es la más reciente incorporada al Sistema Eléctrico
Cotopaxi, con una capacidad instalada de 5 MVA.
Esta subestación posee un solo alimentador que abastece a todo el cantón
Sigchos
2.1.5
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EMELGUR S.A
2.1.5.1 Área de Concesión
El área de servicio de EMELGUR cubre las poblaciones que pertenecen a 4
provincias, conforme se detalla a continuación:
En la Provincia de GUAYAS; 14 cantones: Duran, Samborondón, Salitre,
Daule, Lomas de Sargentillo, Pedro Carbo, Santa Lucia, Palestina, Colimes,
Balzar, El Empalme, Isidro Ayora, Nobol, y la parroquia Puna del Cantón
Guayaquil.
En la provincia de Los Ríos, los cantones: Quevedo, Buena Fe, Valencia,
Mocache y parte de Baba, Vinces, Palenque y Ventanas; en la Provincia del
Cotopaxi, parte de los cantones La Mana y Pangua; en la Provincia de Manabí, el
suororiente del cantón Pichincha.
El area total de servicio cubre 10.511 Km
2
de los cuales el 75% pertenecen
a la provincia del Guayas, el 24% a la provincia de Los Ríos y el 1% a otras
provincias. Dicha Superficie tiene una población estimada de 1’007.015 habitantes
y presenta una densidad poblacional de 95,8 habitantes/Km2.
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2.1.5.2 Nodos de Alimentación
EMELGUR tiene cuatro puntos de alimentación del Sistema Nacional
Interconectado (S.N.I.), a través de las Subestaciones de TRANSELECTRIC: Dos
Cerritos, Quevedo, Milagro y Pascuales.
Sin embargo, debido a un daño en el transformador OHIO de 138/69 KV de
la Subestación Pascuales de TRANSELECTRIC, a pedido de la Empresa
Nacional de transmisión a partir del 1º de marzo del 2005, la Transmisión Daule
fue transferida de Pascuales a la Trasmisión LT1 de la Subestación Dos cerritos
de EMELGUR, hasta la adquisición, instalación y puesta en operación por parte
de TRANSELECTRIC del transformador averiado, Esta información se indica en
el siguiente cuadro:
S/E TRANSELECTRIC
Dos Cerritos
TRANSMISIÓN
COBERTURA
LT1: Puntilla
La Aurora, Puntilla
LT2: Samborondón
Samborondón
LT3: El Recreo 1
Durán
LT4: El Recreo 2
Durán
Daule, Pedro Carbo
Daule
Pascuales
Palestina, Balzar, Salitre
Lomas Sargentillo, Isidro Ayora
La Toma
Interagua
CEDEGE
Cliente regulado a 13.8 Kv
Quevedo Norte
Quevedo
Quevedo Sur
Quevedo, Buena Fe,
Valencia, La Mana
Quevedo, El Empalme
Mocache, Pichincha, Daule Peripa
Grandes Consumidores:
Milagro
Montero
Expalsa, Plastigama
Promariscos, Pronaca
Duran
Tabla 2.3: Característica de los puntos de alimentación a EMELGUR
2.1.5.3
Descripción del Sistema Actual
El 13 de diciembre del 2005, EMELGUR contó con 369.5 Km. de líneas de
Subtransmisión, 195/224 MVA repartidos en 19 Subestaciones de distribución,
2.880 km de líneas de distribución 1734.8 Km. de redes de bajo voltaje. El
sistema de generación aislado en la Isla Puna consiste en Plantas termoeléctricas
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a diesel con dos maquinas marca CUMMINS de 560 KW y una maquina marca
Caterpillar de 350 KW, que entraron en operación el 18 de agosto de 1998 y
octubre de 1999 respectivamente, para sustituir a los viejos generadores y operar
en forma alternada en Puná Nueva así como otra planta Termoeléctrica a diesel
con una máquina marca KHOLER de 100 KW en Campo Alegre. La descripción
del sistema se encuentra más resumida en el siguiente cuadro:
SISTEMA
DESCRIPCIÓN
DURAN
TOTAL
DAULE
QUEVEDO
2005
LINEAS ELECTRICAS (KM)
DISTRIBUCIÓN
346.8
1293.9
1239.3
2880
SUBTRANSMISIÓN
119.7
139.1
89.6
348.4
MVA.
84/110
44.50/52.25
66,50/82
195/224.25
No.
6
7
6
19
S/E DISTRIBUCIÓN
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
MVA
156.6
80.8
91.7
329.1
No.
4799
6010
5575
16384
NUMERO DE CLIENTES
51057
55991
69140
176188
POBLACIONES ELECTRIFICADAS
100
641
469
1210
DEMANDA MAXIMA COINCIDENTE (KW)
63644
41278
48696
153618
Tabla 2.4: Descripción del Sistema Eléctrico de EMELGUR
A continuación se realiza una breve descripción del sistema de sub.transmisión de la Empresa Eléctrica EMELGUR, anexo AUTOCAD 1 (Diagrama
Unifilar)
2.1.5.3.1 Subestación Balzar
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5/ 6.25 MVA, posición de
tap 1 y presenta dos alimentadores con una carga de 3.54 + j 0.57 MVA.
2.1.5.3.2 Subestación Palestina
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 / 12.5 MVA, posición
de tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 4 + j 1.57 MVA.
2.1.5.3.3 Subestación América
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5 / 6.25 MVA, posición de
tap 4 y presenta cuatro alimentadores con una carga de 0.17 + j 0.05 MVA.
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2.1.5.3.4
Subestación Daule
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 12 / 16 MVA, posición de
tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 9.8 + j 3.32 MVA.
2.1.5.3.5
Subestación Juan Bautista Aguirre
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5 / 6.25 MVA, posición de
tap 5 y presenta tres alimentadores con una carga de 3.43 + j 1.2 MVA.
2.1.5.3.6 Subestación Pedro Carbo
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5 / 6.25 MVA, posición de
tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 4.49 + j 1.01 MVA.
2.1.5.3.7 Subestación La Toma
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 2.5 MVA, posición de tap
4 y presenta un alimentador con una carga de 1.6 + j 0.63 MVA.
2.1.5.3.8 Subestación Samborondon
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 5 / 6.25 MVA, posición de
tap 4 y presenta tres alimentadores con una carga de 3.08 + j 1.4 MVA.
2.1.5.3.9 Subestación Tennis Club
Esta subestación tiene dos transformadores, con una capacidad instalada de
10 / 12.5 MVA cada uno, posición de tap 4 para los dos transformadores, presenta
dos alimentadores el primero con una carga de 8.10 + j 2.66 MVA y el otro cuatro
alimentadores con una carga de 6.50 + j 2.13 MVA.
2.1.5.3.10
Subestación Duran Norte
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 12 / 16 MVA, posición de
tap 4 y presenta cuatro alimentadores con una carga de 10.25 + j 3.37 MVA.
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2.1.5.3.11
Subestación El Recreo
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 12 / 16 MVA, posición de
tap 4 y presenta cinco alimentadores con una carga de 9.91 + j 2.31 MVA.
Las Subestaciones descritas anteriormente se encuentran conectadas a la
Subestación Pascuales 230 Kv que pertenece al SNI.
2.1.5.3.12
Subestación Duran Sur
Esta subestación tiene dos transformadores, con una capacidad instalada de
12 / 16 MVA cada uno, posición de tap 5 para los dos transformadores, presenta
dos alimentadores el primero con una carga de 3.45 + j 1.25 MVA y el otro cuatro
alimentadores con una carga de 8.30 + j 2.41 MVA.
Esta subestación se encuentra conectada a la Subestación Milagro 230 KV
conjuntamente con algunas Subestaciones privadas dentro de la zona de
concesión como:
• S/E PLASTIEMPAQUES 1 con carga 1.22 +j 0.4 MVA
• S/E PLASTIEMPAQUES 2 con carga 1.7 + J 0.56 MVA
• S/E PROCARSA, S/E EXPALSA con carga 2.90 + J 0.9 MVA
•
S/E PRONACA con carga 0.67 + J 0.1 MVA
2.1.5.3.13
Subestación Quevedo Sur
Esta subestación tiene dos transformadores, con una capacidad instalada de
10 / 12.5 MVA cada uno, posición de tap 3 para los dos transformadores, presenta
dos alimentadores cada transformador, el primero con una carga de 11.04 + j 1.42
MVA y el otro con una carga de 4.94 + j 1.56 MVA.
2.1.5.3.14
Subestación El Emplame
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 / 12.5 MVA, posición
de tap 4 y presenta cuarto alimentadores con una carga de 9.87 + j 2.08 MVA.
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2.1.5.3.15 Subestación Daule Peripa
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 2.5 MVA, posición de tap
4 y presenta un alimentador con una carga de 0.80 + j 0.26 MVA.
2.1.5.3.16 Subestación Quevedo Norte
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 / 12.5 MVA, posición
de tap 3 y presenta cinco alimentadores con una carga de 9.87 + j 2.08 MVA.
2.1.5.3.17 Subestación Buena Fe
Esta subestación tiene dos transformadores, con una capacidad instalada de
5 MVA cada uno, posición de tap 4 para los dos transformadores, presenta un
alimentador cada transformador, el primero con una carga de 3.03+ j 1.36 MVA y
el otro con una carga de 2.02 + j 0.32 MVA.
2.1.5.3.18 Subestación Valencia
Esta subestación tiene una capacidad instalada de 10 / 12.5 MVA, posición
de tap 4 y presenta dos alimentadores con una carga de 5.25 + j 2.2 MVA.
• Alimentador Valencia
• Alimentador La Mana
2.2 ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS EN
ELEPCO S.A
En la empresa eléctrica ELEPCO S.A no se ha llevado a cabo un estudio
que determine con exactitud los flujos de potencia y las pérdidas que provoca la
transmisión de energía eléctrica a través de una línea de 13.8 Kv hasta la zona
occidental de la provincia, específicamente a la zona de La Mana o Zona
Occidental en donde se hallan ubicadas Centrales de Generación que inyectan al
sistema potencia activa y reactiva para poder cubrir la demanda de la zona
occidental.
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Tampoco se ha podido realizar un debido análisis de cortocircuitos en el
sistema eléctrico correspondiente a esta zona y por eso la importancia de realizar
un estudio detallado.
Desde años anteriores la concesión de la empresa ELEPCO S.A cubre solo
los alrededores del cantón La Mana, en la actualidad existe el proyecto de incluir
dentro de su zona de concesión todo este cantón y por tal razón se ve necesario
determinar la nueva carga que se añadiría al sistema eléctrico existente en esa
zona y observar cuales seria sus beneficios y consecuencias.
Desde años anteriores la S/E San Rafael ubicada en la ciudad de Latacunga
constituye como el suministro de toda la potencia y energía que la zona occidental
requiere, complementada con los aportes de cada una de las centrales
hidroeléctricas que se encuentran ubicadas en esa zona.
A continuación se presenta una tabla de las lecturas de potencia de los 3
alimentadores de la S/E San Rafael en cada uno de los meses desde el año 2007
a partir del mes de julio, teniendo en cuenta que de los tres alimentadores el de
mayor importancia para este estudio es el No. 0203 que corresponde al
alimentador que suministra de servicio eléctrico a toda la zona occidental.
DEMANDAS MAXIMAS
S/E SAN RAFAEL- ESTADISTICAS 2007
MES
JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
ALIMENTADOR
MW
MW
MW
MW
MW
MW
0201
3,55
3,6
3,6
3
3,8
3,77
0202
4,37
4,4
4,6
4,8
5,2
4,7
0203
1,6
1,6
1,46
1,4
1,64
1,65
DEMANDAS MAXIMAS
S/E SAN RAFAEL- ESTADISTICAS 2008
ALIMENTADOR
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
0201
3,36
3,6
3,5
3,3
3,5
4
3,5
0202
4,84
4,6
4,1
4,5
4,8
4,2
4,6
0203
1,61
1,43
1,6
1,64
1,81
1,6
1,6
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El comportamiento detallado de cada uno de los alimentadores en
condiciones de demanda mínima – máxima que pertenecen a la S/E San Rafael
se presentan en el ANEXO 1, además se presenta el comportamiento de esta
Sub-Estación en comparación con las otras Sub-Estaciones.
Figura 2: Comportamiento estadístico alimentador # 203.
2.3 DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
El área de estudio comprende la parte de distribución que interconecta las
Centrales Hidroeléctricas de la Zona Occidental y el Sistema Eléctrico de la zona
Central de La Provincia de Cotopaxi cuya área esta bajo concesión de ELEPCO
S. A. y otra parte corresponde al sistema eléctrico de distribución del Cantón La
Mana cuya concesión se encuentra a cargo de EMELGUR S. A.
Con fines de estudio se establece como Área de Estudio 1 (ELEPCO) y
como Área de Estudio 2 (EMELGUR)
A continuación se detalla cada una de las áreas de estudio:
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2.3.1 AREA DE ESTUDIO 1: SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA
ZONA OCCIDENTAL CONCESIÓN DE ELEPCO S. A.
Esta área de estudio corresponde un análisis del sistema empezando desde
la salida del alimentador trifásico a 13.8 Kv de la Sub-Estación San Rafael
ubicada en la ciudad de Latacunga que se interconecta con la Central el Estado,
está Sub-Estación posee dos alimentadores adicionales que no son objeto de
estudio pero se considera sus cargas de potencia para el análisis en los diferentes
casos, dichos alimentadores son: Alimentador # 0201 Brigada Pátria - Once de
Noviembre y Alimentador # 0202 Niágara – Pujilí.
La Red Eléctrica San Rafael – El Estado une la Sub-Estación de Latacunga
y la Central Hidroeléctrica El Estado ubicada en el sector El Guango – Cantón La
Mana con conductor tipo ACSR y calibre 3/0 con una longitud de Red de 60 Km, a
lo largo de esta línea se consideran 3 sectores con alta concentración de carga:
sector de Zumbahua, Sector de Pílalo y el sector de La Esperanza.
De la Central el Estado se despliega una Red Eléctrica trifásica a 13.8 Kv
con conductor tipo ACSR y calibre 3/0 hasta la Central Hidroeléctrica Quinsaloma
ubicada en el sector de Catazacon – Cantón Pangua con una longitud de red de
21.2 Km, a lo largo de esta línea se consideran cuatro sectores con alta
concentración de carga: Sector de Guasaganda, sector de Pacayacu, la Fábrica
de Fideos Oriental, y el sector correspondiente a los alrededores del Cantón La
Mana cuya concesión se encuentra a cargo de ELEPCO S. A.
Por último se tiene un despliegue de Red Eléctrica Trifásica a 13.8 Kv con
conductor tipo ACSR y calibre 3/0 desde la Central Quinsaloma hasta La Central
Hidroeléctrica Angamarca ubicada en el sector el Shuyo – Cantón Pujili con una
longitud de Red de 20 Km, a lo largo de la línea se consideran tres sectores con
alta concentración de carga: sector de Moraspungo, sector El Corazón y sector
Angamarca.
Para el análisis y simulación del sistema eléctrico descrito anteriormente se
consideran todos los sectores con alta concentración de carga.
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2.3.2
ÁREA DE ESTUDIO 2: SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL
CANTÓN LA MANA CONCESIÓN DE EMELGUR S. A.
Esta área de estudio corresponde al análisis de todo el sistema de
distribución del Cantón La Mana que pertenece a la provincia de Cotopaxi, cuya
concesión está a cargo de EMELGUR, es por ello que la Empresa Eléctrica
ELEPCO S. A. requiere un estudio detallado de todo este sistema puesto que este
cantón probablemente pasaría a su área de concesión de ser el caso.
El nivel de voltaje con el cual opera este sistema eléctrico de distribución es
13.8 Kv, siendo un alimentador trifásico llamado La Mana que parte de La SubEstación Valencia el que suministra servicio eléctrico a todo este Cantón.
Este Alimentador trifásico se despliega a lo largo de la vía La Mana –
Quevedo llegando hasta la Av. 19 de Mayo que es la avenida principal del Cantón
La Mana , el alimentador primario a 13.8 Kv termina al finalizar esta avenida, en
donde ya empieza la zona de concesión de ELEPCO S. A. (Anexo Auto CAD 2)
Todo el sistema de distribución constituye en una red radial con una única
troncal trifásica de la cual se desprenden solo derivaciones monofásicas que se
extienden con grandes distancias hasta las zonas rurales de este Cantón, es por
ello que existen acometidas solo monofásicas en su totalidad, existen pocas
derivaciones trifásicas de una mínima extensión de red.
Es importante aclarar que solo se podrá considerar como área de estudio la
parte del alimentador que esté dentro de los limites provinciales entre la provincia
de Los Ríos y Cotopaxi, se considera un seccionamiento del alimentador en los
límites provinciales.
2.4 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
La información correspondiente a la parte de la interconexión de las
centrales occidentales con la S/E San Rafael
y sus diferentes tipos de
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concentración de cargas que existe en su sistema eléctrico fue proporcionada por
ELEPCO S. A., los datos de potencia de las cargas fueron obtenidos con la
debida coordinación con la Empresa ELEPCO S.A. y su posterior medición con
los respectivos equipos.
Por otro lado la obtención de información del sistema de distribución del
cantón La Mana que pertenece al área de estudio 2 fue escasa ya que esta bajo
la concesión de otra Empresa Eléctrica. Es importante establecer que para
realizar el estudio de esta zona se partió de información escasa.
2.4.1 INFORMACIÓN PARA EL AREA DE ESTUDIO 1
Esta área de estudio corresponde a la identificación de cada uno de los
elementos que forman parte del sistema de distribución en estudio: S/E
Estaciones, líneas de distribución, centrales de generación y las concentraciones
de cargas, es importante la recopilación de información de cada uno de los
parámetros de cada elemento para una mejor modelación del sistema.
2.4.1.1 Información de las Centrales Hidroeléctricas del Sector
Occidental
En el ANEXO 2 se presenta la información de cada uno de los elementos
que forman parte de las centrales de generación hidroeléctricas de El Estado,
Quinsaloma y Angamarca, las cuales son las únicas centrales de la zona
occidental.
2.4.1.2 Información de Transformadores de Potencia
A continuación se enumeran los transformadores de potencia de las S/E de
elevación ubicadas en cada una de las centrales que están dentro de la zona de
estudio.
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SUBESTACION
EL ESTADO
CATAZACON
ANGAMARCA
Transformador No.
1
1
1
Grupo de Conexión
Ynd11
Ynd11
Ynd11
Frecuencia
60 Hz
60 Hz
60 Hz
No. Fases
3Ø
3Ø
3Ø
Factor de Potencia
0,8
0,8
0,8
Potencia Nominal (MVA)
2,5
1
0,315
Alta (KV)
13,8
13,8
69
Baja (KV)
4,16
0,44
6,9
Voltaje
Nominal
Tabla 2.5: Transformadores de Potencia
En el anexo 1 se presentan los datos de los transformadores de potencia
con sus respectivos parámetros y características eléctricas expuestas en la placa
de datos.
2.4.1.3 Información de las Líneas de Distribución
La interconexión entre las centrales se las realiza a un nivel de voltaje de
13,8 Kv mediante una red trifásica, debido al nivel de voltaje de operación se
consideran tan solo como líneas de Media Tensión siendo este voltaje con el que
funciona todo el sistema eléctrico desde su salida de La S/E San Rafael hasta la
Central Angamarca en donde finaliza este sistema de distribución tipo radial.
A continuación se detalla los tramos en los que se ha dividido el indicado
alimentador con fines de operación.
TRAMO
VOLTAJE (Kv)
CONDUCTOR
TIPO
LONGITUD (Km)
S/E Sn Rafael – S/E El Estado
13.8
3/0 AWG
ACSR
60
El Estado – Catazacón
13.8
3/0 AWG
ACSR
21.2
Catazacón – El Corazon
13.8
3/0 AWG
ACSR
20
Tabla 2.6: Redes de Distribución en General
Para el estudio se ha establecido la modalidad de concentrar la carga en
nodos específicos del alimentador principal en base de los cuales se establecen
los siguientes tramos que se indican en la tabla 2.7 (ver anexo Auto CAD 4).
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TRAMO
VOLTAJE (Kv)
CONDUCTOR
TIPO
LONGITUD KM
S/E Sn Rafael – Zumbahua
13.8
3/0 AWG
ACSR
40
Zumbahua – Pilalo
13.8
3/0 AWG
ACSR
19.5
Pilalo – La Esperanza
13.8
3/0 AWG
ACSR
8.7
La Esperanza – Central El Estado
13.8
3/0 AWG
ACSR
3.4
Central El Estado – Guayacan
13.8
3/0 AWG
ACSR
10
Guayacan – Guasaganda
13.8
3/0 AWG
ACSR
10
Guasaganda - Pucayacu
13.8
3/0 AWG
ACSR
10
Guayacan – Fabrica F Oriental
13.8
3/0 AWG
ACSR
10
Fabrica de Fideos Oriental – La Mana
13.8
3/0 AWG
ACSR
5
La Mana – Central Quinsaloma
13.8
3/0 AWG
ACSR
20
Central Quinsaloma – Moraspungo
13.8
3/0 AWG
ACSR
6.37
Moraspungo – El Corazón
13.8
3/0 AWG
ACSR
21.42
El Corazon – Central Angamarca
13.8
3/0 AWG
ACSR
10
Tabla 2.7: Redes de Distribución con tramos de los sectores de concentración de carga
2.4.1.4 Información de Los Sectores Alta Concentración de
Carga
La información de la demanda de potencia de cada uno de los sectores que
se consideran con alta concentración de carga se los obtiene mediante la
planificación de mediciones realizadas con un analizador de Media Tensión en
cada uno de las derivaciones de la Línea Principal que pertenecen a cada sector,
estas mediciones se las realiza en horas pico de 19:00 a 21:00 obteniéndose la
demanda máxima en cada sector, lo cual posibilita obtener una mejor simulación y
análisis del sistema.
A continuación se enumera todos los nodos de concentración de carga:
1.
Sector de Zumbahua
2.
Sector de Pilalo
3.
Sector de La Esperanza
4.
Fabrica de Fideos Oriental
5.
Sector de Guasaganda
6.
Sector de Pucayacu
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7.
Sector de los alrededores de La Mana concesión ELEPCO S. A.
8.
Sector de Moraspungo
9.
Sector de El Corazón
10.
Sector de Angamarca
Todos estos sectores están dentro de la zona de concesión de la
Empresa Eléctrica ELEPCO S. A. y se dispone de toda la información para
realizar el análisis y simulación de esta parte del sistema.
2.4.2 INFORMACIÓN PARA EL AREA DE ESTUDIO 2
Esta área de estudio corresponde al Cantón La Mana (EMELGUR) para el
cual se ha obtenido la longitud de líneas de media y baja tensión, cantidad de
postes, luminarias, transformadores de distribución, números de acometidas o
usuarios que el sistema posee, etc., siendo esta la información más necesaria
para obtener un mejor análisis, simulación e inventario del sistema de distribución
indicado; para lo cual se planificó georeferenciar el alimentador junto con la
recopilación de información antes indicada.
2.4.2.1 Levantamiento
Georeferenciado del Sistema
de
Distribución del Cantón La Mana
Antes de realizar el levantamiento Georeferenciado se realizaron recorridos
por los sectores donde abastece el alimentador La Mana que sale desde la S/E
Valencia con el objetivo de identificar las zonas con mayor densidad de carga.
El procedimiento empleado para el levantamiento de la red primaria (por
cuanto no existían datos sobre este alimentador) y de los transformadores de
distribución se lo realizó de la siguiente manera:
•
Ubicar la Subestación (características eléctricas).
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•
Identificar la salida del alimentador en estudio
•
Identificar las fases del alimentador A, B, C.
•
Identificar el calibre del conductor del alimentador troncal y de sus
respectivas derivaciones.
•
Obtener la distancia entre nodos eléctricos con la ayuda de un navegador
satelital (GPS).
•
Identificación del tipo de estructura empleada en los diferentes nodos del
alimentador.
•
Identificar potencia y tipo de los transformadores existentes en dicho
alimentador.
Para la recopilación de la información tanto de las distancias entre nodos
eléctricos, así como datos de calibres de conductores, tipos de estructura,
capacidad de cada transformador, tipo, y código de los mismos se utilizó un
formulario diseñado para dicho efecto. En dicho formulario se encuentran todos
los datos obtenidos del recorrido de campo, detallados en el ANEXO 3
Con la información del Sistema Georeferenciado se procedió a dibujar el
alimentador La Mana en el Programa Autocad para obtener una gráfica detallada
del todo el sistema de distribución, se puede observar el plano del alimentador La
Mana en el Anexo Auto CAD 2
2.4.2.2 Descripción del Sistema de Distribución del Cantón La
Mana (EMELGUR)
Una vez realizada la recopilación de información del sistema de distribución
de esta zona de estudio mediante el levantamiento georeferenciado, la realización
de un inventario de materiales y equipos existentes en este alimentador se
obtuvieron los siguientes resultados:
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TIPO DE RED ELECTRICA
CANTIDAD
UNIDAD
Red de Media Tensión Trifásica 13.8 / 7.96 Kv
18.44
Km
Red Trifásica Mixta MT-BT
12.36
Km
Red Media Tensión Monofásica 13.8 / 7.96 Kv
59.23
Km
Red Monofásica Mixta MT-BT
42.15
Km
Red de Media Tensión Bifásica 13.8 / 7.96 Kv
0.327
Km
Red de Baja Tensión 120/240 v
34.68
Km
Km
TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN TRIFÁSICA
30.8
TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN MONOFÁSICA
101.38
Km
TOTAL DE RED MEDIA TENSIÓN BIFÁSICA
0.327
Km
TOTAL DE RED DE BAJA TENSIÓN
89.19
Km
Tabla 2.8: Líneas de MT y BT del sistema de distribución del cantón La mana.
POSTES
APLICACIÓN
CANTIDAD
POSTE 9m
MEDIA TENSION
678
POSTE 11m
BAJA TENSION
1598
TOTAL:
2276
Tabla No 2.9: Posteria de MT y BT del sistema de distribución del cantón La Mana
TRANSFORMADORES
CANTIDAD
POTENCIA (KVA)
5 KVA
29
145
10 KVA
55
550
15 KVA
29
435
25 KVA
75
1875
37.5 KVA
24
900
50 KVA
30
1500
TOTAL
242
POTENCIA INSTALADA
5405
5.405 MVA
Tabla 2.10: Transformadores de distribución instalados en el sistema de distribución del Cantón La Mana
LUMINARIAS
CANTIDAD
POTENCIA (W)
Sodio 70 W
179
12530
47800
Sodio 100W
478
Sodio 250 W
35
8750
Sodio 400 W
154
61600
Mercurio 125 W
90
11250
Mercurio 175 W
450
78750
TOTAL:
1386
220680
POTENCIA INSTALADA DE AP
220.68 KW
Tabla 2.11: Luminarias de alumbrado público instaladas en el sistema de distribución del Cantón La Mana
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2.4.2.3
Descripción del Sistema de Distribución de Los
Alrededores del Cantón La Mana (ELEPCO)
Para describir el sistema de distribución de los alrededores del Cantón La
Mana concesión de ELEPCO se procedió de la misma manera que el realizado
para el Alimentador La Mana (EMELGUR), por lo tanto se georeferenció el
sistema y se procedió a realizar el inventario de materiales, equipos y elementos,
obteniendo los siguientes resultados:
TIPO DE RED ELECTRICA
CANTIDAD
UNIDAD
Red de Media Tensión Trifásica 13.8 / 7.96 Kv
2.59
Km
Red Media Tensión Monofásica 13.8 / 7.96 Kv
3.72
Km
Red de Baja Tensión 120/240 v
6.72
Km
TOTAL DE REDES DE DISTRIBUCION
13.03
Km
Tabla 2.12: Líneas de MT y BT de los alrededores de La Mana
Concesión ELEPCO S A.
POSTES
APLICACIÓN
CANTIDAD
POSTE 9m
MEDIA TENSION
108
POSTE 11m
BAJA TENSION
TOTAL:
90
198
Tabla 2.13: Postearía de MT y BT de los alrededores de La Mana
Concesión ELEPCO S A.
TRANSFORMADORES
CANTIDAD
POTENCIA (KVA)
5 KVA
1
5
15 KVA
4
60
25 KVA
8
200
TOTAL
13
265
POTENCIA INSTALADA
0.265 MVA
Tabla 2.14: Transformadores de distribución instalados en los alrededores de la Mana
Concesión ELEPCO S A.
LUMINARIAS
CANTIDAD
POTENCIA (W)
Sodio 70 W
140
9800
Sodio 400 W
1
TOTAL:
POTENCIA INSTALADA DE AP
400
10200
10.2 KW
Tabla 2.15: Alumbrado público instalado en los alrededores de La Mana
Concesión ELEPCO S A.
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ACOMETIDAS MONOFASICAS
CANTIDAD
Monofásica (2 hilos) 120 V
54
Bifásica (3 hilos) 240 V
1
TOTAL USUARIOS:
55
Tabla 2.16: Acometida de los alrededores de La Mana
Se puede observar el plano de los alrededores del sistema de distribución
del Cantón La Mana concesión ELEPCO en el Anexo Auto CAD 3, el inventario
detallado se encuentra en el ANEXO 4.
2.5 MODELACIÓN Y SIMULACIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO
En la actualidad existen varios paquetes de software que permiten simular
sistemas eléctricos entre ellos POWERWORLD, DIGSILEND, NEPLAN, SPARD,
etc., aprovechando los conocimientos adquiridos del programa NEPLAN para
realizar Planificación de Sistemas de Distribución en la materia del mismo
nombre, se ha escogido esta herramienta para el desarrollo del tema que nos
ocupa, puesto que es un programa muy amigable de información y planeamiento
de redes eléctricas.
2.5.1
BREVE DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA NEPLAN PARA
ANÁLISIS DE SISTEMAS DE REDES ELÉCTRICAS
2.5.1.1 Introducción
Dentro de sus bondades este programa permite insertar los elementos
gráficamente, ingresar los datos por el usuario o mediante librerías de acuerdo a
las características propias del sistema eléctrico a estudiar o simplemente librerías
propias del programa, permite realizar los cálculos y presentar los resultados
gráficos y tabulados de fácil interpretación.
Los siguientes números indican las características principales de la ventana
de interfaz con el usuario:
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1. Barra de Título
2. Barra de Opciones de Menú
3. Barra de Herramientas
4. Área de trabajo con diagramas y tablas de datos
5. Administrador de Variantes
6. Ventana de Símbolos
7. Ventana de Mensajes
8. Barra de Estado
A continuación se presenta el grafico que contiene la ventana interfaz con
el usuario donde se indican los campos de aplicación:
Figura 3: Características de la Ventana de Interfaz con el Usuario
2.5.1.1.1 Barra de Herramientas: Todos los botones de comando
están equipados con ayudas textuales desplegables (burbuja), las cuales
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aparecen cuando el cursor se sostiene inmóvil por un momento sobre el botón sin
presionar ninguna tecla.
Muchos comandos que pueden ser ejecutados desde la barra de
herramientas, también se pueden encontrar en los menús respectivos. Otros,
principalmente los comandos gráficos, solo pueden ser ejecutados desde la barra
de herramientas.
2.5.1.1.2 Área de Trabajo: En el área de trabajo se pueden abrir
diferentes diagramas. El mismo diagrama puede ser utilizado para crear la red,
construir los sistemas de control o elaborar dibujos.
2.5.1.1.3 Administrador de variantes: El administrador de
variantes suministra una visión general de los proyectos y variantes, lo cual
significa que estos pueden ser eliminados, adicionados, activados o desactivados.
Desde el Administrador de Variantes, el usuario puede pasar hacia el
administrador de Diagramas, el cual administra diagramas abiertos con sus capas
graficas.
2.5.1.1.4 Ventana de Símbolos: la ventana de símbolos contiene
todos los símbolos de los elementos disponibles en el software. Aparte de los
símbolos estándares, para algunos elementos existen otros símbolos con
apariencia grafica diferentes, pero con exactamente las mismas características.
2.5.1.1.5 Ventana de mensajes: Es el Canal de comunicación con
el usuario. Esta ventana suministra información acerca de los procesos
ejecutados, mensajes de error e información adicional.
2.5.1.2 Conceptos Básicos de NEPLAN
Para entender el ambiente de NEPLAN, es esencial describir algunos
conceptos que se utilizan en el sistema.
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Figura 4: Diagrama Unifilar con Componentes de Red
Un sistema eléctrico de potencia está formado por nodos y elementos.
2.5.1.2.1 Nodos
Un nodo es un punto de conexión de dos elementos, o un lugar donde se
produce o se consume la energía eléctrica (generador, carga). Un nodo se
describe por medio de: Nombre, Voltaje Nominal en Kv, Zona y Área, Tipo de
Nodo, Descripción. No es necesario insertar un nodo entre todos los elementos.
Estos también pueden conectarse directamente mediante una unión. En este
caso, no se podrá conectar más de dos elementos en el mismo punto.
2.5.1.2.2 Elementos
Un elemento corresponde a un componente de red, por ejemplo una línea,
un transformador o una máquina eléctrica. Existen elementos activos y pasivos.
Un elemento se describe topológicamente por medio de un nodo inicial y un nodo
final. Para transformadores de tres devanados, es necesario indicar un tercer
nodo. Los elementos se describen eléctricamente por medio de:
• La corriente, voltaje y potencia nominales.
• Sus parámetros, tales como, pérdidas, reactancias, etc.
Estos parámetros de ingresan por medio de cajas de dialogo de entrada de
datos.
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Entre los elementos activos se encuentran las Maquinas Sincrónicas,
Equivalentes de Red, Maquinas Asíncronas y unidades generadoras. Un
equivalente de Red (o alimentador de red) representa una red frontera o red
vecina (Distribuidora).
Entre los elementos pasivos se encuentran las líneas, acoples, suiches,
reactores, transformadores de dos y tres devanados, elementos paralelos (shunts)
y cargas. Las cargas también se pueden ingresar directamente a lo largo de las
líneas, sin necesidad de entrar nodos (cargas de línea).
2.5.1.2.3 Dispositivos de Protección y (TC – TP)
Los equipos de protección (Relés de Sobrecorriente, Relés de Distancia,
Interruptores) y los transformadores de corriente y voltaje están asociados a un
nodo y a un elemento de suicheo.
2.5.1.2.4 Crear un nuevo proyecto.
Después de iniciar el programa para crear un nuevo proyecto se debe
hacer clic en el menú “Archivo – Nuevo “e ingresar los datos solicitados y se
despliega la ventana de interfaz con el usuario.
2.5.1.2.5 Ingreso De Parámetros Para Una Red Eléctrica
En este paso, el usuario ingresara nodos y elementos para construir una
red eléctrica pequeña. La ventana de Símbolos le permitirá seleccionar de una
manera muy sencilla, el símbolo del elemento seleccionado.
Los parámetros necesarios se listan en las siguientes tablas, para una
mejor compresión se ingresan ejemplos de cada uno de los elementos:
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Elemento
Datos necesarios
Equivalente de red
Sk"max, Ik"max,R(1)/X(1)max,Z(0)/Z(1)max,Tipo FC,V ope
Líneas
tipo, longitud, unidad, R(1), X(1), C(1), G(1),R(0), X(0), C(0), G(0),Imax,Imin
Nodos
Tipo, Vn, Frecuencia, Vmin, Vmax, Ir
trasformadores
tipo, conexión, Sr, Vr1,Vr2, Zcc(1), R(1),Zcc(0), R(0), tap
Maquinas Sincrónicas
Sr, Vr, pVr, fp, xd sat, xd` sat, xd" sat, x(2), x(0)
Cargas
Tipo, P,Q, unidad
Maquinas Asimétricas
Pr, Sr, Vr, Ir, fp
TABLA 2.17: Ingreso de Elementos Programa Neplan
Los elementos descritos anteriormente son los más utilizados en el diseño
de una red eléctrica, para dibujar un elemento desde la ventana de símbolos,
haga clic sobre el elemento deseado. Manteniendo presionado el botón del
mouse, arrastre el símbolo hasta el diagrama y suéltelo, luego se ingresan los
datos para cada elemento que se indica en la tabla 2,17.
EJEMPLO DE INGRESO DE DATOS:
EQUIVALENTE DE RED
Nombre
NETZ
Sk"
max
Ik"
max
MVA
KA
max
max
1500
3,936
0,1
1,667
Sk"
min
Ik"
min
µF
MVA
KA
min
min
0
1500
3,936
0
0
R(1)/X(1) z(0)/z(1) C1
V
oper
Vw
oper
P
oper
Q
oper
FC
%
Grados
MW
Mvar
SL
100
0
0
0
R(1)/X(1) z(0)/z(1) TIPO
LÍNEAS
Nombre Long. Numero
Unidad
R(1)
km
LEIT 1
1,16
x(1)
c(1)
G(1)
R(0)
x(0)
c(0)
ohm/… ohm/… µF/… µS/… ohm/… ohm/… µF/…
1
ohm/km
0,103
0,403
0,009
0
0,15
1,4
0,005
Ir
min
Ir
max
A
A
0
90
Fact.
Red
mm2
1
CARGA
Nombre
Carga 1
Tipo FC P Q
PQ
5
Unidades residenciales
Unidades
0
HV
4
MAQUINAS SINCRONICAS
Sr
Vr
pVr
Nombre
MVA Kv
GEN1
xd sat xd´sat sd``sat x(2) x(0)
cos phi
45
8,5
%
0
0,85
Ikk
Vfmax/Vr
%
%
%
%
%
160
0
20
20
20
KA
2
Q
mm2
0
0
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TRANSFORMADORES
Nombre Desde Hasta
trafo 1
Nodo
Nodo
ocho
doce
Grupo
Unid
vectorial Transf.
YD5
Devanado
Sr
Compens
MVA
Kv
Kv
%
%
%
%
0
60
65
16
10
0
10
0
0
Vr1 Vr2 Zcc(1) R(1) Zcc(0) R(0)
MÁQUINAS ASINCRÓNICAS
Desde
Pr
Sr
Vr
Ir
Nombre
Motor 1
nodo
MW
cinco
5
MVA
Kv
A
Efic. Ia/Ir Numero
0,8
0,94
6,6488 5,2 0,738
Cos
phi
Pares Conv.
Cos
phi
5
1
Polos
Drive
Arranq
1
1
0,3
Rm
Sr
Ma/Mr Mk/Mr
ohm %
0,9
2,2
0
2
NODOS
Tipo
Vn Frecuencia Vmin Vmax Ir
Ip
max
Nodo
Kv
Hz
%
%
A
KA
Barraje 65
50
0
0
0
0
Nombre
tres
Para interconectar los elementos con otros elementos o con nodos, use las
uniones. Presione el botón Unión, primero haga clic en un extremo del elemento y
luego haga clic en el nodo para finalizar la unión.
2.5.1.2.6 Probar La Red
Una vez creada la red con todos los datos de los nodos y de los elementos, se
deberá verificar si todos los elementos están conectados y así los datos fueron
encontrados correctamente. Por esta razón se deberá ejecutar un cálculo de Flujo
de carga de prueba por medio de la opción menú “Análisis – Flujo de Carga –
Calcular”. Se deberá poner atención a cualquier mensaje de error en la ventana
de mensajes, y corregir la red hasta que el cálculo de Flujo de Carga funcione
satisfactoriamente.
2.5.1.2.7 Guardar La Red
La red se debe guardar periódicamente para prevenir la perdida de datos.
Generalmente se hace presionando el icono Guardar o con “Archivo – Guardar”.
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2.5.1.3
Funcionalidad del Programa NEPLAN
En el programa NEPLAN se puede realizar una variedad de análisis al
sistema eléctrico que ingresemos al programa, siendo de gran utilidad para
realizar un estudio total del sistema a simular, se puede realizar los siguientes
análisis:
•
Cálculo de Flujo de Carga
•
Cálculo de Flujo de Carga con Perfiles de Carga
•
Reconfiguración de Redes de Distribución
•
Optimización de Redes de distribución
•
Análisis de Contingencias
•
Flujo de Carga Optima
•
Capacidad de Transferencia Neta
•
Cálculos de Cortocircuitos
•
Análisis de Armónicos
•
Arranque de Motores
•
Estabilidad de Voltaje
•
Estabilidad de Pequeña Señal
•
Análisis de Estabilidad Transitoria
•
Confiabilidad
•
Ubicación de Capacitores
•
Análisis de Inversión
•
Simpow(Tem/Estabilidad)
•
Simpow(Análisis Lineal)
•
Análisis de Busca de Falla
•
Dimensionamiento de Cables
El programa puede realizar todos los análisis enumerados anteriormente
siempre y cuando se ingresen todos los parámetros necesarios que el sistema
eléctrico requiere.
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2.5.1.4 Crear y usar Librerías
El Archivo de Librerías de NEPLAN *.neplib, puede contener diferentes
librerías de elementos, las cuales están organizadas por tipo de elemento. Por
otro lado, para cada tipo de elemento disponible en NEPLAN se puede crear una
librería. El Editor de Librerías puede administrar varios archivos de librerías de
NEPLAN.
2.5.1.4.5 Crear una nueva librería
Los siguientes pasos explican cómo crear una nueva librería de elementos:
•
Seleccione "Librerías" en el menú "Librerías". Aparece la Aplicación de
Librerías de NEPLAN.
•
Seleccione "Archivo – Nuevo" para crear un nuevo Archivo de Librería.
•
Entre el nombre del Archivo de Librería.
•
Seleccione "Librería – Nueva Librería" para crear una librería nueva.
•
Seleccione el tipo de elemento para el cual se debe crear una librería.
•
Aparece una nueva librería en el árbol de librerías. Las librerías están
ordenadas por tipo de elemento.
•
Cambie el nombre de la librería nueva y ábrala mediante un doble clic.
•
Ingrese un nuevo Elemento de Librería (tipo) seleccionando "Elemento de
Librería – Nuevo".
•
Aparece un nuevo elemento en la librería.
•
Cambie el nombre del elemento de librería.
•
Ingrese los datos del nuevo elemento de librería.
•
Si lo desea, ingrese elementos adicionales de librería.
•
Si lo desea, entre otras librerías.
•
Cuando termine, cierre el Editor de Librerías con "Archivo-Cerrar".
Se puede importar y exportar datos a una Librería, además las librerías
pueden ser actualizadas.
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2.5.2
MODELACIÓN
DEL
SISTEMA
DE
DISTRIBUCIÓN
EXISTENTE
Los criterios a seguir para la modelación del sistema eléctrico consisten en
el ingreso de cada uno de los parámetros para cada elemento que conforma dicho
sistema, siguiendo el proceso indicado en el numeral anterior (ejemplo: ingreso de
datos).
2.5.2.1 Equivalente de Red
Para modelar el Equivalente de Red se requiere un equivalente de todo el
sistema eléctrico de ELEPCO S.A. de la zona central y oriental de la provincia que
está bajo el área de concesión de la empresa, información que fue proporcionada
por la Empresa Distribuidora después de realizar una simulación en el Programa
POWERWORLD.
2.5.2.2 Generadores (Máquinas Sincrónicas)
Para modelar los puntos de aporte de generación del sistema eléctrico de la
zona occidental se ingresaron los datos de placa de cada uno de los parámetros
tanto de los generadores, transformadores, se consideraron sus condiciones
actuales de operación.
Se modelaron las siguientes centrales hidroeléctricas de generación: Central
el Estado de 2.13 MVA de potencia instalada, Central Quinsaloma de 1MVA de
potencia instalada, Central Angamarca con 0.38 MVA de potencia instalada.
2.5.2.3 Líneas
Para modelar las líneas de distribución a 13.8 KVA que interconectan las
centrales occidentales con la S/E San Rafael donde se considera el equivalente
de red, se considera el tipo y sección de conductor, numero de fases,
configuración geométrica de los conductores montadas en estructuras tipo pórtico.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.5.2.4 Cargas - Nodos
Para modelar cada una de las cargas a lo largo del sistema eléctrico se
consideran las zonas de mayor concentración de carga y se realizan mediciones
en las mismas tomando valores de potencia activa, potencia reactiva y factor de
potencia en cada una de ellas, estos datos son ingresados en la modelación de
carga en el programa.
DEMANDA MINIMA
Tipo
DEMANDA MAXIMA
Tipo
Nombre
P
Q
I
P
Q
I
MW
Mvar
A
MW
Mvar
A
1
alimentador #201
Carga
1,4
0,596
62
3,5
1,491
156
2
alimentador 202
Carga
1,84
0,784
81
4,6
1,96
205
3
ZUMBAHUA
Carga 1,016
0,559
51
2,54
1,4
143
4
PILALO
Carga
0,012
1
0,05
0,03
3
5
LA ESPERANZA
Carga 0,016
0,008
1
0,04
0,02
2
6
GUASAGANDA
Carga
0,06
0,026
3
0,15
0,064
7
7
PUCAYACU
Carga
0,2
0,085
9
0,5
0,213
24
8
F ORIENTAL
Carga 0,054
0,023
2
0,135 0,058
6
9
La Mana Alrededores
Carga 0,005
0,002 0,22 0,013 0,006
1
10
MORASPUNGO
Carga
0,06
0,026
3
Carga
0,2
11
El Corazón
12
ANGAMARCA
13
CATON LA MANA
0,02
0,15
0,064
7
0,085
9
0,5
0,213
23
Carga 0,092
0,039
4
0,23
0,098
10
Carga
0,639
74
3
1,278
136
1,5
TABLA 2.18: CARGAS –DEMANDA MINIMA Y MAXIMA
En el Anexo Auto CAD 4 se puede observar el dibujo de todo el sistema
eléctrico de distribución del Área de estudio 1.
La modelación del alimentador primario a 13.8 Kv que abastece de servicio
eléctrico al Cantón La Mana el cual pertenece a la empresa EMELGUR considera
los siguientes criterios: circuito principal, un punto de derivación del circuito,
cambio en el tipo y sección del conductor, cambio en el numero de fases, cambio
en la configuración geométrica de los conductores, la ubicación de un equipo
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
(transformador, banco de capacitores, aparatos de protección, etc.), un punto
especial de importancia son los consumidores o cargas especiales.
2.5.3 SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
A continuación se describirán cada uno de los casos de simulación aplicados
al sistema eléctrico tanto para el área de estudio 1 que corresponde al sistema de
distribución de la zona occidental bajo concesión de ELEPCO y para la zona de
estudio 2 que corresponde al sistema de distribución del cantón La Mana
concesión de EMELGUR.
2.5.3.1
Caso 1
Consiste en la simulación del sistema eléctrico de la zona occidental que
pertenece a ELEPCO en condiciones actuales de operación, cuya proceso de
modelación se realizo en el numeral 2.5.2, para ello se describe el siguiente
sistema: Un equivalente de red que toma como partida la S/E San Rafael en la
ciudad de Latacunga, se despliega una línea a 13.8 Kv hasta llegar a la Central el
Estado teniendo en esta trayectoria tres concentraciones de cargas Zumbahua,
Pilalo y la Esperanza, luego se
Quinsaloma
extiende la línea hasta llegar a la Central
en este tramo se encuentran cuatro concentraciones de carga:
Fabrica de Fideos Oriental, Pucayacu, Guasaganda
y un alimentador que
abastece los alrededores del Cantón La Mana, posteriormente se interconecta
con la Central Angamarca teniendo en esta extensión tres concentraciones de
carga: Moraspungo , El Corazón y Angamarca.
El sistema descrito anteriormente prácticamente presenta una configuración
radial con sus respectivas derivaciones de cargas concentradas y puntos de
aporte de generación al sistema, se consideran las condiciones actuales de
operación.
La simulación presenta sub-casos para condiciones de demanda máxima y
demanda mínima. En el Anexo AUTOCAD 5-1 se puede observar el sistema
eléctrico simulado para esta condición de operación.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.5.3.2 Caso 2
La simulación del caso 2 prácticamente es igual al caso uno, la diferencia
radica en que se considera como sistema aislado a la central Angamarca y su
respectiva carga, para ello se realiza el seccionamiento de la Línea El Corazón –
Angamarca, todo el sistema aguas arriba se mantiene funcionando normalmente.
La simulación tiene sub-casos con condiciones de demanda mínima y
demanda máxima para cada una de las concentraciones de carga y
alimentadores de la S/E San Rafael.
En el Anexo AUTOCAD 5-2 se puede observar el sistema eléctrico simulado
para esta condición de operación.
2.5.3.3 Caso 3
Esta simulación considera todo el sistema eléctrico de la zona occidental
en condiciones de operación actuales tanto en demanda mínima y máxima, pero
en este caso de estudio se integra la carga del Cantón La Mana (concesión
EMELGUR), cuyos valores de potencia según su demanda se encuentran en la
tabla 2.18.
La incorporación de esta nueva carga se la realiza en el nodo La Mana,
donde además está ubicada la carga Alrededores De La Mana (Concesión
ELEPCO), por lo tanto en este nodo existirán dos cargas puntuales. En el Anexo
AUTOCAD 5-3 se puede observar el sistema eléctrico simulado para esta
condición de operación.
2.5.3.3 Caso 4
Este caso de simulación está relacionado directamente con el sistema
eléctrico de distribución del Cantón La Mana que tiene un solo alimentador a 13.8
Kv que sale desde la S/E Valencia que pertenece a la empresa EMELGUR. Se
pretende tener un estudio del sistema de distribución, saber su comportamiento,
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
su actual situación de operación, aspectos de calidad del servicio eléctrico, ya que
si pasa a concesión de ELEPCO con esta información se puede realizar una
mejor planificación del sistema eléctrico y plantear mejoras a corto plazo de ser el
caso.
Para poder simular este caso se considera la construcción de la S/E La
Mana planificada por la Empresa Eléctrica ELEPCO para los próximos años
ubicada en este cantón, se considera además la construcción de la línea de subtransmisión a 69 KV ENERMAX/CALOPE - LA MANA que conectaría un nuevo
punto del Sistema Nacional Interconectado S/E Quevedo lado 69 KV (ENERMAX)
con la nueva Sub-Estación.
Cabe resaltar que la consideración de la nueva S/E se la realiza con el
objetivo de simular el alimentador La Mana en condiciones de operación vistas
desde ELEPCO, ya que realizarlas desde el punto de vista de EMELGUR resulta
imposible debido a la falta de información y debido a políticas de dicha Empresa.
Para cada caso se realizaran los respectivos estudios de flujos de potencia
(regulación de voltaje, cargabilidad de las líneas y transformadores), estudio de
pérdidas, estudio de cortocircuitos para así tener un análisis completo de los
sistemas en estudio. En el Anexo AUTOCAD 2 se puede observar el sistema
eléctrico de distribución del Cantón La Mana que corresponde a este caso de
simulación.
2.6
DESARRROLLO
DEL
ESTUDIO
DE
FLUJOS
DE
POTENCIA
En el presente numeral se describe el estudio de flujos de potencia
ejecutado en los casos de estudio descritos en los numerales anteriores.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
Mediante corrida de flujos para el sistema eléctrico de distribución a 13.8 Kv
de la zona occidental de la Provincia de Cotopaxi concesión de ELEPCO S. A., se
evaluará si el sistema puede mantener un suministro de calidad de producto en
los términos de niveles apropiados de voltaje y cargabilidad de cada uno de los
elementos que forman el sistema eléctrico.
2.6.1 SIMULACIÓN DEL CASO 1
La simulación se la realiza con condiciones actuales de operación tomando
en cuenta la demanda mínima y máxima de cada una de las cargas en el sistema
eléctrico.
2.6.1.1 Caso 1 - Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
Nombre
V
u
V áng
P carga
Q carga
P Gen
Q Gen
kV
%
°
MW
MVar
MW
MVar
1
ESPERANZA
13,696
99,24
17
0,016
0,008
0
0
2
ANGAMARCA
13,845
100,33
24
0,092
0,039
0
0
3
B ANGAMARCA
4,16
100
26,4
0
0,016
0,3
0
4
B.QUINSALOMA
13,939
101,01
23,3
0
0
0
0
5
BARRA ESTADO
13,801
100,01
18
0
0
0
0
6
EL CORAZON
13,814
100,1
23,7
0,2
0,085
0
0
7
EL ESTADO
4,16
100
20,3
0
0
1,6
0,027
8
F ORIENTAL
13,776
99,82
20,2
0,054
0,023
0
0
9
GUASAGANDA
13,645
98,87
18,8
0,06
0,026
0
0
10
GUAYACAN
13,74
99,56
19
0
0
0
0
11
LA MANA
13,805
100,04
20,8
0,005
0,002
0
0
12
MORASPUNGO
13,901
100,73
23,3
0,06
0,026
0
0
13
PILALO
13,449
97,46
14,4
0,02
0,012
0
0
14
PUCAYACU
13,57
98,34
18,6
0,2
0,085
0
0
15
QUINSALOMA
0,44
100
25,8
0
0,162
0,78
0
16
S/E SAN RAFAEL
14,208
102,96
-1
3,24
1,38
0
0
17
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
2,744
3,068
18
ZUMBAHUA
13,018
94,33
8,2
1,016
0,559
0
0
TABLA 2.19: Niveles de voltajes por nodo del sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
1
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
ESPERANZA
ESPE/ESTA
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
Línea
-1,935
0,573
0,085
27,01
2
ESPERANZA
PILA/ESPE
Línea
1,919
-0,581
0,085
26,83
3
ANGAMARCA
CORA-ANGA
Línea
0,208
-0,069
0,009
2,9
4
B.QUINSALOMA
QUINSA-MORAS
Línea
0,054
0,158
0,007
2,2
5
B.QUINSALOMA
MANA-QUINSA
Línea
0,726
-0,356
0,033
10,63
6
BARRA ESTADO
ESTA/GUAYA
Línea
-0,36
0,509
0,026
8,28
7
BARRA ESTADO
ESPE/ESTA
Línea
1,96
-0,545
0,085
27,01
8
EL CORAZON
MORAS-CORA
Línea
0,007
-0,149
0,006
1,97
9
F ORIENTAL
ORIEN/MANA
Línea
-0,693
0,376
0,033
10,49
10
F ORIENTAL
GUAYA/ORIEN
Línea
0,639
-0,399
0,032
10,03
11
GUASAGANDA
GUASA-PUCA
Línea
0,201
0,08
0,009
2,91
12
GUASAGANDA
GUAYA-GUASA
Línea
-0,261
-0,106
0,012
3,78
13
GUAYACAN
ESTA/GUAYA
Línea
0,367
-0,507
0,026
8,35
14
GUAYACAN
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,629
0,405
0,031
9,98
15
GUAYACAN
GUAYA-GUASA
Línea
0,262
0,101
0,012
3,75
16
LA MANA
ORIEN/MANA
Línea
0,699
-0,373
0,033
10,51
17
LA MANA
MANA-QUINSA
Línea
-0,704
0,371
0,033
10,56
18
MORASPUNGO
MORAS-CORA
Línea
-0,006
0,136
0,006
1,8
19
MORASPUNGO
QUINSA-MORAS
Línea
-0,054
-0,162
0,007
2,25
20
PILALO
ZUMB/PILA
Línea
1,836
-0,664
0,084
26,61
21
PILALO
PILA/ESPE
Línea
-1,856
0,652
0,084
26,81
22
PUCAYACU
GUASA-PUCA
Línea
-0,2
-0,085
0,009
2,94
23
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
Línea
-0,496
1,579
0,067
21,36
24
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
Línea
-1,698
0,82
0,084
26,55
25
ZUMBAHUA
RAFA/ZUM
Línea
0,682
-1,379
0,068
21,66
26
EL CORAZON
CORA-ANGA
Línea
-0,207
0,063
0,009
2,87
TABLA 2.20: Flujo de Potencia Líneas de Distribución
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
I
Nombre
Nombre
MW
Mvar
kA
1
S/E SAN RAFAEL
EQUIVALENTE RED ELEPCO
Equivalente de red
-2,744
-3,068
0,033
2
EL ESTADO
GEN1
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,014
0,111
3
EL ESTADO
GEN 2
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,014
0,111
4
QUINSALOMA
GEN A
Máquina Sincrónica
-0,39
0,081
0,523
5
QUINSALOMA
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
0,081
0,523
6
B ANGAMARCA
GEN C
Máquina Sincrónica
-0,15
0,008
0,021
7
B ANGAMARCA
GEN D
Máquina Sincrónica
-0,15
0,008
0,021
TABLA 2.21: Flujo de Potencia GENERADORES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
Nombre
Nombre
MW
Mvar
kA
%
1
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
-2,744
-2,96
0,164
39,19
2
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
2,744
3,068
0,033
39,18
3
BARRA ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
-1,6
0,036
0,067
64
4
EL ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
1,6
0,027
0,222
64
5
B.QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-0,78
0,198
0,033
79,74
6
QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
0,78
-0,162
1,045
79,67
7
B ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
0,3
-0,016
0,042
95,42
8
ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
-0,3
0,029
0,013
95,23
TABLA 2.22: Flujo de Potencia TRANSFORMADORES
2.6.1.1.1 Diagnóstico Caso 1 – Demanda Mínima
Los niveles de voltaje en cada una de las barras están dentro de los
parámetros permitidos de caídas de voltaje, siendo el punto más crítico en el
nodo ubicado en Zumbahua con 94.33%, debido a su extensa distancia con
respecto a la S/E San Rafael (zona ubicada en el paramo).
Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo
barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos
elementos del sistema.
Los transformadores no presentan problemas de cargabilidad, siendo el
transformador 4 el de mayor interés, ubicado en la Central Angamarca que tiene
una cargabilidad del 95% llegando casi a su valor de potencia nominal.
Ninguna línea de distribución del sistema presenta problemas de
cargabilidad, pues no sobrepasan el límite superior del 60 %, siendo el rango
optimo de rendimiento técnico – económico entre 30 % y 60% para líneas de
distribución.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.6.1.2 Caso 1 - Demanda Máxima
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
Nombre
V
kV
%
ESPERANZA
13,669
99,05
2
ANGAMARCA
13,915
100,83
3
B ANGAMARCA
4,368
105
4
B.QUINSALOMA
14,181
5
BARRA ESTADO
6
EL CORAZON
7
EL ESTADO
1
u
V áng
P carga
Q carga
P Gen
Q Geb
°
MW
MVar
MW
MVar
-16,4
0,04
0,02
0
0
-19,4
0,23
0,098
0
0
-17
0
0
0,3
0,31
102,76
-17,8
0
0
0
0
13,914
100,83
-16,6
0
0
0
0
13,842
100,3
-19,2
0,5
0,213
0
0
4,368
105
-14,4
0
0
1,6
1,813
8
F ORIENTAL
13,84
100,29
-17,5
0,135
0,058
0
0
9
GUASAGANDA
13,507
97,88
-17,9
0,15
0,064
0
0
10
GUAYACAN
13,754
99,67
-17,3
0
0
0
0
11
LA MANA
13,907
100,78
-17,6
0,013
0,006
0
0
12
MORASPUNGO
14,077
102,01
-18,2
0,15
0,064
0
0
13
PILALO
13,056
94,61
-15,9
0,05
0,03
0
0
14
PUCAYACU
13,316
96,49
-18,3
0,5
0,213
0
0
15
QUINSALOMA
0,462
105
-15,5
0
0
0,78
0,434
16
S/E SAN RAFAEL
14,091
102,11
-3,9
8,1
3,451
0
0
17
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
10,298
4,656
18
ZUMBAHUA
11,726
84,97
-14,5
2,54
1,4
0
0
TABLA 2.23: Niveles de voltajes por nodo del sistema
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
Tipo
1
S/E SAN RAFAEL
EQUIVALENTE ELEPCO
2
EL ESTADO
GEN1
Máquina Sincrónica
3
EL ESTADO
GEN 2
Máquina Sincrónica
4
QUINSALOMA
GEN A
Máquina Sincrónica
Equivalente de red
P
Q
I
MW
Mvar
kA
-10,298
-4,656
0,09
-0,8
-0,907
0,16
-0,8
-0,907
0,16
-0,39
-0,217
0,558
5
QUINSALOMA
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,217
0,558
6
B ANGAMARCA
GEN C
Máquina Sincrónica
-0,15
-0,155
0,029
7
B ANGAMARCA
GEN D
Máquina Sincrónica
-0,15
-0,155
0,029
TABLA 2.24: Flujo de Potencia GENERADORES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
MW
I
Cargabilidad
Nombre
Nombre
Mvar
kA
%
1
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev -10,298
-3,84
0,45
107,62
2
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
10,298
4,656
0,09
107,6
3
BARRA ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
-1,6
-1,683
0,096
92,12
4
EL ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
1,6
1,813
0,32
92,12
5
B.QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-0,78
-0,394
0,036
85,11
6
QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
0,78
0,434
1,116
85,03
7
ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
-0,3
-0,286
0,017
130,18
8
B ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
0,3
0,31
0,057
130,44
TABLA 2.25: Flujo de Potencia TRANSFORMADORES
1
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
ESPERANZA
PILA/ESPE
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
Línea
0,9
1,619
0,078
24,83
2
ESPERANZA
ESPE/ESTA
Línea
-0,94
-1,639
0,08
25,33
3
ANGAMARCA
CORA-ANGA
Línea
0,07
0,188
0,008
2,64
4
B.QUINSALOMA
MANA-QUINSA
Línea
0,188
0,315
0,015
4,74
5
B.QUINSALOMA
QUINSA-MORAS
Línea
0,592
0,079
0,024
7,71
6
BARRA ESTADO
ESPE/ESTA
Línea
0,961
1,663
0,08
25,3
7
BARRA ESTADO
ESTA/GUAYA
Línea
0,639
0,02
0,027
8,42
8
EL CORAZON
MORAS-CORA
Línea
-0,431
-0,02
0,018
5,71
9
EL CORAZON
CORA-ANGA
Línea
-0,069
-0,193
0,009
2,71
10
F ORIENTAL
GUAYA/ORIEN
Línea
0,035
0,26
0,011
3,48
11
F ORIENTAL
ORIEN/MANA
Línea
-0,17
-0,318
0,015
4,77
12
GUASAGANDA
GUASA-PUCA
Línea
0,506
0,214
0,023
7,45
13
GUASAGANDA
GUAYA-GUASA
Línea
-0,656
-0,278
0,03
9,66
14
GUAYACAN
ESTA/GUAYA
Línea
-0,631
-0,018
0,027
8,42
15
GUAYACAN
GUAYA-GUASA
Línea
0,665
0,283
0,03
9,63
16
GUAYACAN
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,033
-0,265
0,011
3,56
17
LA MANA
ORIEN/MANA
Línea
0,171
0,316
0,015
4,74
18
LA MANA
MANA-QUINSA
Línea
-0,184
-0,322
0,015
4,88
19
MORASPUNGO
MORAS-CORA
Línea
0,438
0,015
0,018
5,7
20
MORASPUNGO
QUINSA-MORAS
Línea
-0,588
-0,079
0,024
7,72
21
PILALO
ZUMB/PILA
Línea
0,796
1,528
0,076
24,19
22
PILALO
PILA/ESPE
Línea
-0,846
-1,558
0,078
24,89
23
PUCAYACU
GUASA-PUCA
Línea
-0,5
-0,213
0,024
7,48
24
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
Línea
2,198
0,389
0,091
29,03
25
ZUMBAHUA
RAFA/ZUM
Línea
-1,859
-0,001
0,092
29,06
26
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
Línea
-0,681
-1,399
0,077
24,32
TABLA 2.26: Flujo de Potencia Líneas de Distribución
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.6.1.2.1 Diagnóstico Caso 1 – Demanda Máxima
Los niveles de voltaje en la mayoría de las barras están dentro de los
parámetros permitidos de caídas de voltaje, presenta un voltaje crítico de 84,97%,
en el nodo Zumbahua.
Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo
barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos
elementos del sistema.
Los transformadores 2 (EL Estado) y 3 (Catazacon)
no presentan
problemas de cargabilidad; pero están próximos a llegar a su potencia nominal.
Se tiene problemas de sobrecarga en el transformador 1 (S/E San Rafael) con
107%, y en especial con el 4 (Angamarca) con 130%, este ultimo presenta mayor
problema de sobrecarga, por lo tanto es importante poner énfasis en los sistemas
de ventilación y refrigeración de estos trasformadores; es importante plantear
soluciones a corto plazo para evitar problemas futuros.
Al igual que el caso anterior ninguna línea de distribución del sistema de
eléctrico de la zona occidental presenta problemas de cargabilidad, siendo los
porcentajes menores del 30%.
2.6.2 SIMULACIÓN DE CASO 2
La simulación se la realiza con condiciones actuales pero con
seccionamiento de la línea El corazón y Angamarca, por lo tanto la Operación de
la Central Angamarca es aislada y proporciona servicio solo a la zona del mismo
nombre, por lo tanto este sistema aislado no presenta ningún problema en
condiciones de operación en demanda máxima y mínima.
2.6.2.1 Caso 2 - Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nombre
ESPERANZA
1
V
u
V áng
P carga
Q carga
P Gen
kV
%
°
MW
MVar
MW
13,775
99,82
14,5
0,016
0,008
0
2
B.QUINSALOMA
13,923
100,89
19,1
0
0
0
3
BARRA ESTADO
13,873
100,53
15,4
0
0
0
4
EL CORAZON
13,708
99,34
18,6
0,2
0,085
0
5
EL ESTADO
4,179
100,46
17,7
0
0
1,6
6
F ORIENTAL
13,816
100,12
16,9
0,054
0,023
0
7
GUASAGANDA
13,703
99,3
15,8
0,06
0,026
0
8
GUAYACAN
13,798
99,98
16,1
0
0
0
9
LA MANA
13,836
100,26
17,4
0,005
0,002
0
10
MORASPUNGO
13,864
100,46
19
0,06
0,026
0
11
PILALO
13,543
98,14
12,2
0,02
0,012
0
12
PUCAYACU
13,629
98,76
15,7
0,2
0,085
0
13
QUINSALOMA
0,44
100
21,6
0
0,142
0,78
14
S/E SAN RAFAEL
14,227
103,09
-1,1
3,24
1,38
0
15
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
2,841
16
ZUMBAHUA
13,12
95,07
6,8
1,016
0,559
0
TABLA 2.27: Niveles de voltajes por nodo del sistema
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
Tipo
P
Q
I
MW
Mvar
kA
1
S/E SAN RAFAEL
EQUIVALENTE RED ELEPCO
2
EL ESTADO
GEN1
Equivalente de red
-2,841
-2,873
0,032
Máquina Sincrónica
-0,8
0
0,111
3
EL ESTADO
GEN 2
Máquina Sincrónica
-0,8
0
0,111
4
QUINSALOMA
5
QUINSALOMA
GEN A
Máquina Sincrónica
-0,39
0,071
0,52
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
0,071
0,52
TABLA 2.28: Flujo de Potencia GENERADORES
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
1
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
2,841
2,873
0,032
38,47
2
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
-2,841
-2,769
0,161
38,48
3
EL ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
1,6
0
0,221
63,7
4
BARRA ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
-1,6
0,062
0,067
63,71
5
B.QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-0,78
0,177
0,033
79,35
6
QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
0,78
-0,142
1,04
79,28
TABLA 2.29: Flujo de Potencia TRANSFORMADORES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
1
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
ESPERANZA
ESPE/ESTA
Tipo
Línea
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
-1,753
0,484
0,076
24,2
2
ESPERANZA
PILA/ESPE
Línea
1,737
-0,492
0,076
24,02
3
B.QUINSALOMA
QUINSA-MORAS
Línea
0,263
0,097
0,012
3,68
4
B.QUINSALOMA
MANA-QUINSA
Línea
0,517
-0,274
0,024
7,71
5
BARRA ESTADO
ESTA/GUAYA
Línea
-0,173
0,4
0,018
5,76
6
BARRA ESTADO
ESPE/ESTA
Línea
1,773
-0,462
0,076
24,21
7
EL CORAZON
MORAS-CORA
Línea
-0,2
-0,085
0,009
2,91
8
F ORIENTAL
ORIEN/MANA
Línea
-0,498
0,278
0,024
7,56
9
F ORIENTAL
GUAYA/ORIEN
Línea
0,444
-0,301
0,022
7,11
10
GUASAGANDA
GUASA-PUCA
Línea
0,201
0,08
0,009
2,89
11
GUASAGANDA
GUAYA-GUASA
Línea
-0,261
-0,106
0,012
3,76
12
GUAYACAN
ESTA/GUAYA
Línea
0,176
-0,402
0,018
5,83
13
GUAYACAN
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,439
0,301
0,022
7,07
14
GUAYACAN
GUAYA-GUASA
Línea
0,262
0,101
0,012
3,73
15
LA MANA
ORIEN/MANA
Línea
0,501
-0,278
0,024
7,58
16
LA MANA
MANA-QUINSA
Línea
-0,506
0,276
0,024
7,63
17
MORASPUNGO
MORAS-CORA
Línea
0,202
0,074
0,009
2,84
18
MORASPUNGO
QUINSA-MORAS
Línea
-0,262
-0,1
0,012
3,7
19
PILALO
ZUMB/PILA
Línea
1,667
-0,56
0,075
23,8
20
PILALO
PILA/ESPE
Línea
-1,687
0,548
0,076
24
21
PUCAYACU
GUASA-PUCA
Línea
-0,2
-0,085
0,009
2,92
22
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
Línea
-0,399
1,388
0,059
18,61
23
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
Línea
-1,556
0,683
0,075
23,74
24
ZUMBAHUA
RAFA/ZUM
Línea
0,54
-1,242
0,06
18,92
TABLA 2.30: Flujo de Potencia Líneas de Distribución
2.6.2.1.1 Diagnóstico Caso 2 – Demanda Mínima
Los niveles de voltaje en cada una de las barras no presentan problemas,
están dentro de los parámetros permitidos de caídas de voltaje por los entes
reguladores, siendo punto más crítico en el nodo ubicado en Zumbahua con
95.07% pero no presenta problemas.
Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo
barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos
elementos del sistema.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Los transformadores no presentan problemas de cargabilidad, siendo el
transformador 3 el de mayor cargabilidad con 79% pero no representa problema
alguno.
No se presenta ninguna línea sobrecargada, los límites de cargabilidad son
bajos.
2.6.2.1 Caso 2 - Demanda Máxima
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
Nombre
V
u
V áng
P carga
Q carga
P Gen
Q Gen
kV
%
1
ESPERANZA
13,632
98,78
°
MW
MVar
MW
MVar
-17,9
0,04
0,02
0
0
4
B.QUINSALOMA
14,04
101,74
-19,7
0
0
0
0
5
BARRA ESTADO
13,879
100,57
-18,1
0
0
0
0
6
EL CORAZON
13,483
97,71
-20,9
0,5
0,213
0
0
7
EL ESTADO
4,368
105
-16
0
0
1,6
1,923
8
F ORIENTAL
13,756
99,68
-19,3
0,135
0,058
0
0
9
GUASAGANDA
13,446
97,43
-19,5
0,15
0,064
0
0
10
GUAYACAN
13,694
99,23
-19
0
0
0
0
11
LA MANA
13,812
100,09
-19,4
0,013
0,006
0
0
12
MORASPUNGO
13,886
100,63
-20
0,15
0,064
0
0
13
PILALO
13,014
94,3
-17,2
0,05
0,03
0
0
14
PUCAYACU
13,254
96,04
-19,9
0,5
0,213
0
0
15
QUINSALOMA
0,462
105
-17,3
0
0
0,78
0,626
16
S/E SAN RAFAEL
14,093
102,12
-3,9
8,1
3,451
0
0
17
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
10,418
4,645
18
ZUMBAHUA
11,676
84,61
-15,4
2,54
1,4
0
0
TABLA 2.31: Niveles de voltajes por nodo del sistema
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
I
Nombre
Nombre
MW
Mvar
kA
1
S/E SAN RAFAEL
EQUIVALENTE RED ELEPCO
Equivalente de red
-10,418
-4,645
0,091
2
EL ESTADO
GEN1
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,961
0,165
3
EL ESTADO
GEN 2
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,961
0,165
4
QUINSALOMA
GEN A
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,313
0,625
5
QUINSALOMA
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,313
0,625
TABLA 2.32: Flujo de Potencia GENERADORES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
1
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
-10,418
-3,814
0,454
108,62
2
S/E SAN RAFAEL
3
EL ESTADO
TRAFO 1
Transformador 2 dev
10,418
4,645
0,091
108,6
TRAFO 2
Transformador 2 dev
1,6
1,923
0,331
95,29
4
BARRA ESTADO
TRAFO 2
5
B.QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-1,6
-1,783
0,1
95,29
Transformador 2 dev
-0,78
-0,575
0,04
95,32
6
QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
0,78
0,626
1,25
95,23
TABLA 2.33: Flujo de Potencia TRANSFORMADORES
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
Nombre
Nombre
MW
Mvar
kA
%
1
ESPERANZA
PILA/ESPE
Línea
0,822
1,696
0,08
25,35
2
ESPERANZA
ESPE/ESTA
Línea
-0,862
-1,716
0,081
25,83
3
B.QUINSALOMA
MANA-QUINSA
Línea
0,113
0,294
0,013
4,11
4
B.QUINSALOMA
QUINSA-MORAS
Línea
0,667
0,281
0,03
9,45
5
BARRA ESTADO
ESPE/ESTA
Línea
0,885
1,742
0,081
25,8
6
BARRA ESTADO
ESTA/GUAYA
Línea
0,715
0,042
0,03
9,46
7
EL CORAZON
MORAS-CORA
Línea
-0,5
-0,213
0,023
7,39
8
F ORIENTAL
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,04
0,241
0,01
3,26
9
F ORIENTAL
ORIEN/MANA
Línea
-0,095
-0,299
0,013
4,18
10
GUASAGANDA
GUASA-PUCA
Línea
0,506
0,214
0,024
7,48
11
GUASAGANDA
GUAYA-GUASA
Línea
-0,656
-0,278
0,031
9,71
12
GUAYACAN
ESTA/GUAYA
Línea
-0,706
-0,037
0,03
9,46
13
GUAYACAN
GUAYA-GUASA
Línea
0,665
0,283
0,03
9,68
14
GUAYACAN
GUAYA/ORIEN
Línea
0,041
-0,246
0,011
3,34
15
LA MANA
ORIEN/MANA
Línea
0,096
0,297
0,013
4,14
16
LA MANA
MANA-QUINSA
Línea
-0,109
-0,302
0,013
4,27
17
MORASPUNGO
MORAS-CORA
Línea
0,512
0,214
0,023
7,32
18
MORASPUNGO
QUINSA-MORAS
Línea
-0,662
-0,278
0,03
9,47
19
PILALO
ZUMB/PILA
Línea
0,716
1,603
0,078
24,73
20
PILALO
PILA/ESPE
Línea
-0,766
-1,633
0,08
25,41
21
PUCAYACU
GUASA-PUCA
Línea
-0,5
-0,213
0,024
7,52
22
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
Línea
2,318
0,364
0,096
30,51
23
ZUMBAHUA
RAFA/ZUM
Línea
-1,944
0,067
0,096
30,53
24
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
Línea
-0,596
-1,467
0,078
24,86
TABLA 2.34: Flujo de Potencia Líneas de Distribución
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.6.2.2.2 Diagnóstico Caso 2 – Demanda Máxima
Los niveles de voltaje en la mayoría de las barras están dentro de los
parámetros permitidos de caídas de voltaje, pero se presenta un gran problema
de caída de voltaje crítico en el nodo
Zumbahua con 84,6%, por lo tanto es
importante mejorar la regulación en este nodo, además el nodo Pílalo presenta
94% que se puede considerar con problemas.
Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo
barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos
elementos del sistema.
Los transformadores 2 (EL Estado) y 3 (Catazacon)
no presentan
problemas de sobrecarga; pero están próximos a llegar a su potencia nominal, se
tiene problemas de sobrecarga en el transformador
1 (S/E San Rafael) con
108%, por lo tanto es importante poner énfasis en los sistemas de ventilación y
refrigeración en este transformador y además se recomienda conocer hasta que
porcentaje de sobrecarga admite el transformador.
Al igual que el caso anterior ninguna línea de distribución del sistema de
eléctrico de la zona occidental presenta problemas de cargabilidad.
2.6.3 SIMULACIÓN CASO 3
La simulación corresponde a condiciones actuales de operación tanto en
demanda mínima y máxima pero considerando la carga del Cantón La Mana
concesión EMELGUR.
2.6.3.1 Caso 3 – Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nombre
V
u
V áng
P carga
Q carga
P Gen
Q Geb
kV
%
°
1
ESPERANZA
13,556
98,23
-1,9
MW
MVar
MW
MVar
0,016
0,008
0
0
2
ANGAMARCA
13,512
97,91
-3,3
0,092
0,039
0
0
3
B ANGAMARCA
4,16
100
-0,8
0
0
0,3
0,151
4
B.QUINSALOMA
13,42
97,25
-3,4
0
0
0
0
5
BARRA ESTADO
13,608
98,61
-1,8
0
0
0
0
6
EL CORAZON
13,43
97,32
-3,5
0,2
0,085
0
0
7
EL ESTADO
4,16
100
0,5
0
0
1,6
0,599
8
F ORIENTAL
12,909
93,54
-3,9
0,054
0,023
0
0
9
GUASAGANDA
13,108
94,99
-3,2
0,06
0,026
0
0
10
GUAYACAN
13,208
95,71
-2,9
0
0
0
0
11
LA MANA
12,771
92,54
-4,3
1,505
0,641
0
0
12
MORASPUNGO
13,413
97,19
-3,4
0,06
0,026
0
0
13
PILALO
13,428
97,3
-2,3
0,02
0,012
0
0
14
PUCAYACU
13,031
94,43
-3,4
0,2
0,085
0
0
15
QUINSALOMA
0,44
100
-0,8
0
0
0,78
0,508
16
S/E SAN RAFAEL
14,314
103,73
-1,5
3,24
1,38
0
0
17
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
3,92
1,949
18
ZUMBAHUA
13,155
95,33
-2,9
1,016
0,559
0
0
TABLA 2.35: Niveles de voltajes por nodo del sistema
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
1
S/E SAN RAFAEL
EQUIVALENTE RED ELEPCO
2
EL ESTADO
GEN1
Tipo
P
Q
I
MW
Mvar
kA
Equivalente de red
-3,92
-1,949
0,035
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,3
0,119
3
EL ESTADO
GEN 2
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,3
0,119
4
QUINSALOMA
GEN A
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,254
0,611
5
QUINSALOMA
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,254
0,611
6
B ANGAMARCA
GEN C
Máquina Sincrónica
-0,15
-0,076
0,023
7
B ANGAMARCA
GEN D
Máquina Sincrónica
-0,15
-0,076
0,023
TABLA 2.36: Flujo de Potencia GENERADORES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nodo
Tipo
Tipo
Nombre
Nombre
P
Q
I
Cargabilidad
MW
Mvar
kA
%
1
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
3,92
1,949
0,035
41,68
2
S/E SAN RAFAEL
TRAFO 1
Transformador 2 dev
-3,92
-1,827
0,174
41,69
3
BARRA ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
-1,6
-0,528
0,071
68,34
4
EL ESTADO
TRAFO 2
Transformador 2 dev
1,6
0,599
0,237
68,34
5
QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
0,78
0,508
1,222
93,09
6
B.QUINSALOMA
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-0,78
-0,46
0,039
93,17
7
B ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
0,3
0,151
0,047
106,72
8
ANGAMARCA
TRAFO 4
Transformador 2 dev
-0,3
-0,135
0,014
106,51
TABLA 2.37: Flujo de Potencia TRANSFORMADORES
Nodo
Tipo
Tipo
P
Q
I
Cargabilidad
Nombre
Nombre
MW
Mvar
kA
%
1
ESPERANZA
ESPE/ESTA
Línea
-0,425
-0,157
0,019
6,13
2
ESPERANZA
PILA/ESPE
Línea
0,409
0,149
0,019
5,89
3
ANGAMARCA
CORA-ANGA
Línea
0,208
0,096
0,01
3,11
4
B.QUINSALOMA
QUINSA-MORAS
Línea
0,053
-0,006
0,002
0,73
5
B.QUINSALOMA
MANA-QUINSA
Línea
0,727
0,466
0,037
11,79
6
BARRA ESTADO
ESTA/GUAYA
Línea
1,173
0,372
0,052
16,58
7
BARRA ESTADO
ESPE/ESTA
Línea
0,427
0,156
0,019
6,12
8
EL CORAZON
MORAS-CORA
Línea
0,007
0,015
0,001
0,23
9
EL CORAZON
CORA-ANGA
Línea
-0,207
-0,101
0,01
3,14
10
F ORIENTAL
ORIEN/MANA
Línea
0,813
0,204
0,038
11,91
11
F ORIENTAL
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,867
-0,227
0,04
12,73
12
GUASAGANDA
GUASA-PUCA
Línea
0,201
0,081
0,01
3,03
13
GUASAGANDA
GUAYA-GUASA
Línea
-0,261
-0,106
0,012
3,94
14
GUAYACAN
ESTA/GUAYA
Línea
-1,146
-0,344
0,052
16,6
15
GUAYACAN
GUAYA/ORIEN
Línea
0,883
0,241
0,04
12,71
16
GUAYACAN
GUAYA-GUASA
Línea
0,262
0,103
0,012
3,91
17
LA MANA
ORIEN/MANA
Línea
-0,806
-0,198
0,038
11,91
18
LA MANA
MANA-QUINSA
Línea
-0,699
-0,443
0,037
11,87
19
MORASPUNGO
MORAS-CORA
Línea
-0,007
-0,028
0,001
0,39
20
MORASPUNGO
QUINSA-MORAS
Línea
-0,053
0,002
0,002
0,72
21
PILALO
ZUMB/PILA
Línea
0,386
0,138
0,018
5,6
22
PILALO
PILA/ESPE
Línea
-0,406
-0,15
0,019
5,91
23
PUCAYACU
GUASA-PUCA
Línea
-0,2
-0,085
0,01
3,06
24
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
Línea
0,68
0,446
0,033
10,42
25
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
Línea
-0,38
-0,142
0,018
5,65
26
ZUMBAHUA
RAFA/ZUM
Línea
-0,636
-0,417
0,033
10,6
TABLA 2.38: Flujo de Potencia Líneas de Distribución
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.6.3.1.1 Diagnóstico Caso 3 – Demanda Mínima
Los niveles de voltaje en cada una de las barras están dentro de los
parámetros permitidos de caídas de voltaje, pero existe
nodos con un bajo
porcentaje del nivel de voltaje nominal (Fideos Oriental 93.5% y Guasaganda
94%), siendo punto más crítico el nodo ubicado en La Mana con 92.54%, debido
a que este nodo cuenta con la incorporación de la carga del Cantón La Mana.
Los generadores están limitados por potencia activa de generación, siendo
barras de P (potencia) - V (voltaje), por lo tanto no se tiene problemas en estos
elementos del sistema.
Los transformadores 1 (S/E San Rafael), 2 (El Estado) y 3 (Quinasloma)
no presentan problemas de sobrecarga, aunque el trafo 3 (El Estado) está cerca
del 100% de su potencia nominal, por otro lado el transformador 4 (Angamarca)
está sobrecargado 106.7% por lo tanto merece una atención especial.
Todas las líneas no presentan problemas de cargabilidad, por lo tanto no
merecen ninguna atención especial.
2.6.3.2 Caso 3 – Demanda Máxima
La simulación del sistema eléctrico en condiciones de demanda máxima
con la incorporación de la carga del Cantón La Mana provoca un BLACK-OUT del
sistema, por lo tanto el flujo no converge y sus resultados son inconsistentes.
A continuación se presenta un resumen de los datos desplegados por el
programa antes del Black-out del sistema.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
DEMANDA MAXIMA
...Iniciar Análisis....
...Revisar Conectividad de la Red
Cálculo de flujo de carga:
Proceso de iterac.:
1 . .1,411338e-001
2 . .3,872077e-002
3 . .3,855473e+001
Qmáx. Cambio de tipo de nodo de PV a PQ. Generador: GEN 2 (ID=292)
Qmáx. Cambio de tipo de nodo de PV a PQ. Generador: GEN1 (ID=247)
.
.
.
46 . .5,896099e+001
47 . .6,140484e+001
48 . .1,486285e+001
49 . .4,063772e+000
50 . .1,312163e+000
51 . .1,863252e+001
Flujo de carga no converge!
Nodo-Irregularidades:
ZUMBAHUA
dU(*100): 0,0000; dS: 785,106207 MW 635,223702 Mvar
PILALO
dU(*100): 0,0000; dS: 111,767211 MW 486,132566 Mvar
GUAYACAN
dU(*100): 0,0000; dS: -1,257039 MW 0,491118 Mvar
BARRA ESTADO
dU(*100): 0,0000; dS: 58,507937 MW 93,108018 Mvar
ESPERANZA
dU(*100): 0,0000; dS: 0,053824 MW 0,034892 Mvar
B.QUINSALOMA
dU(*100): 0,0000; dS: 53,371261 MW 97,056923 Mvar
EL ESTADO
dU(*100): 51,2893; dS: 11,708353 MW -0,025463 Mvar
FIGURA 4: Datos del Colapso del Sistema Eléctrico Occidental
2.6.3.2.1 Diagnóstico Caso 3 – Demanda Máxima
El flujo de potencia no converge debido a un black-out del sistema eléctrico
al momento de conectar la carga del Cantón La Mana, los niveles de voltajes en
las barras se disparan y en otras se reduce totalmente, en cambio las líneas y
transformadores experimentan una gran sobrecarga que superan los límites de
cargabilidad de cada elemento, estas condiciones son propias de un colapso de
un sistema eléctrico o Black-Up.
2.6.4 SIMULACIÓN CASO 4
La simulación corresponde al alimentador del Cantón La Mana concesión
de EMELGUR.
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
1
2
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
ENERMAXCALOPE
Tipo
EQUIVALENTE
SNI
S/E LA MANA 13.8 KV
TRAFO LA
MANA
Desde
P
MW
L1
-2,183
L2
-2,194
-0,661
0,055
L3
-2,587
-0,895
0,065
L1
-2,691
-1,018
0,348
41,55
L2
-1,858
-0,717
0,24
41,55
L3
-2,398
-0,906
0,309
41,55
Equivalente
de red
Transformador
2 dev
Q
I
Cargabilidad
Mvar
kA
%
-1,119
0,059
TABLA 2.39: Elementos Inyectores de Energía al Alimentador La Mana
Nombre
u (%)
L3
NODO
L1
L2
ENERMAX-CALOPE
104,94
105,07
104,99
2
S/E LA MANA-69KV
104,57
104,76
104,62
3
S/E LA MANA -13.8 KV
103,87
104,22
104,14
4
AV.19 MAYO-N1
102,81
103,94
103,05
5
AV.19 MAYO-N2
102,55
103,88
102,79
6
AV.19 MAYO-N3
102,31
103,83
102,57
7
AV.19 MAYO-N4
102,07
103,76
102,34
8
AV.19 MAYO-N5
101,89
103,67
102,1
9
AV.19 MAYO-N6
101,77
103,61
101,95
10
AV.19 MAYO-N7
101,54
103,48
101,63
11
AV.19 MAYO-N8
101,39
103,37
101,41
12
AV.19 MAYO-N9
101,32
103,32
101,31
13
AV.19 MAYO-N10
101,16
103,19
101,04
14
AV.19 MAYO-N11
101,01
103,06
100,78
15
AV.19 MAYO-N12
100,95
103,01
100,71
16
AV.19 MAYO-N13
100,87
102,95
100,62
17
AV.19 MAYO-N14
100,82
102,9
100,57
18
AV.19 MAYO-N15
100,8
102,91
100,53
19
AV.19 MAYO-N16
100,79
102,91
100,5
20
ESPEJO-N1
101
103,06
100,76
21
ESPEJO-N2
101
103,05
100,73
22
ESPEJO-N3
100,93
103,04
100,72
1
TABLA 2.40: Niveles de voltajes por nodo – Alimentador La Mana
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Tipo
Tipo
Cargabilidad
Nombre
%
23
ENERMAX-S/E LA MANA
Línea
14,58
32
S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
Línea
65,95
27
TUNGURAHUA-BOLIVAR
Línea
85,84
25
COTOPAXI-TUNGURAHUA
Línea
85,85
21
26 OCTUBRE-COTOPAXI
Línea
79,51
19
ITURRALDE-26 DE OCTUBRE
Línea
63,84
17
VILLACIS-ITURRALDE
Línea
62,57
15
CARRION-VILLACIS
Línea
62,57
13
ANTISANA-CARRION
Línea
59,26
1
PEREZ-ANTISANA
Línea
59,26
2
IBARRA-PEREZ
Línea
59,26
10
ESPEJO-IBARRA
Línea
56,69
9
LOZANO-CALAVI
Línea
35,71
7
MANABI- LOZANO
Línea
35,72
6
ALAMOS-SAN PABLO
Línea
31,12
5
M SILVA- ALAMOS
Línea
13,03
3
E GALLO-M SILVA
Línea
8,51
28
ESPEJO-ALBARRASIN
Línea
27,59
35
ALBARRASIN-PUJILI
Línea
22,52
37
PUJILI-GUYAQUIL
Línea
6,42
TABLA 2.41: Cargabilidad del Alimentador La Mana
2.6.4.1 Diagnóstico Caso 4 – Alimentador Cantón La Mana
Los niveles de voltaje en cada uno de los nodos que forman parte de la
troncal principal que forma el alimentador La Mana están dentro de los límites de
regulación establecidos por las normas ± 5 % de regulación; es decir entre 95% y
105% , por lo tanto los nodos del sistema del alimentador cumplen y están dentro
de este rango.
La cargabilidad de las líneas se recomienda que estén dentro de un rango
entre 30% y 60% para una mejor aprovechamiento de las mismas, bajo este
criterio se observan que existen líneas que están dentro de este rango, cabe
observar que al principio del alimentador se observa las cargabilidades superiores
al 60 % ya que el alimentador tiene topología de red radial con una troncal
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
principal con derivaciones monofásicas, en cambio en el extremo del alimentador
se tiene valores menores de 30%.
Otro factor que puede afectar la cargabilidad del alimentador seria el calibre
del conductor ya que la mayor parte del tramo está hecho con calibre # 2 tipo
ACSR.
2.7 ESTUDIO DE PÉRDIDAS
El valor de las pérdidas es uno de indicadores de la gestión técnicoadministrativa de las Empresas Eléctricas, por lo tanto es imprescindible conocer
y evaluar la incidencia de las mismas.
Existen dos tipos de pérdidas establecidas: perdidas técnicas y pérdidas no
técnicas, siendo las primeras el centro de atención de este estudio de pérdidas.
2.7.1 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
Las pérdidas no técnicas constituyen una pérdida real de energía para una
economía. En efecto esta energía es utilizada por algún consumidor o no de la
empresa Distribuidora, del cual la Empresa Eléctrica recibe una parte o ninguna
retribución económica por prestación de este “servicio”.
2.7.2 PÉRDIDAS TÉCNICAS
Se deben en general a las condiciones propias de las instalaciones, del
manejo y conducción de la energía. Están provocadas por la circulación de la
corriente eléctrica a través del sistema eléctrico, su magnitud depende de las
características de las redes y de la carga abastecida.
Este tipo de pérdidas constituyen la parte fundamental de este estudio de
pérdidas, puesto que está relacionado con las pérdidas producidas en el sistema
eléctrico en cada una de sus etapas, generación, transmisión, sub-transmisión y
distribución de energía eléctrica. El enfoque será destinado a la de etapa de
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
distribución de energía eléctrica del sistema eléctrico de la zona occidental
conjuntamente con el alimentador del Cantón La Mana.
2.7.2.1 Pérdidas Técnicas Caso 1
2.7.2.1.1 Caso 1 – Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
Desde
Pérdidas P
Pérdidas Q
P Gen
Q Gen
P carga
Q carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,461
0,671
5,424
2,916
4,963
2,245
TABLA 2.42: Pérdidas Técnicas Totales del Sistema
Pérdidas P
de Línea
Un
Pérdidas Q
de Línea
Pérdidas P de Pérdidas Q de
Transformador Transformador
kV
MW
MVar
MW
MVar
13,8
0,461
0,452
0
0,112
69
0
0
0
0,108
TABLA 2.43: Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema
Tipo
Tipo
P
Q
Pérdidas P
Pérdidas Q
Pérdidas P
ID
Mvar
MW
Mvar
%
1
RAFA/ZUM
Nombre
Línea 0,682
MW
-1,379
0,1857
0,2007
27,23
2
ZUMB/PILA
Línea 1,836
-0,664
0,1381
0,1561
7,52
3
PILA/ESPE
Línea 1,919
-0,581
0,0627
0,0708
3,27
4
ESPE/ESTA
Línea
1,96
-0,545
0,0249
0,028
1,27
5
ESTA/GUAYA
Línea 0,367
-0,507
0,0069
0,0022
1,88
GUAYA-GUASA Línea 0,262
6
0,101
0,0014
-0,0044
0,53
7
GUASA-PUCA
Línea 0,201
0,08
0,0009
-0,005
0,45
8
GUAYA/ORIEN
Línea 0,639
-0,399
0,01
0,006
1,56
9
ORIEN/MANA
Línea 0,699
-0,373
0,0055
0,0036
0,79
10
MANA-QUINSA
Línea 0,726
-0,356
0,0225
0,0148
3,10
11
QUINSAMORAS
Línea 0,054
0,158
0,0003
-0,0036
0,56
12
MORAS-CORA
Línea 0,007
-0,149
0,0008
-0,0124
11,43
13
CORA-ANGA
Línea 0,208
-0,069
0,0008
-0,0052
0,38
TABLA 2.44: Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 1
(demanda mínima) corresponden a 0,461 MW que equivale al 8.8 % de la
potencia que el sistema requiere; la cual es 5,24 MW, estas pérdidas son
exclusivamente producidas en las líneas.
Las líneas que presentan mayor problema son la línea Moraspungo-El
Corazón con 11.43% y la S/E San Rafael-Zumbahua con 27.23% en pérdidas de
potencia activa, siendo la segunda línea la que contribuye con un 40.33 % de las
pérdidas totales del sistema occidental.
2.7.2.1.2 Caso 1 – Demanda Máxima
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
Desde
Pérdidas P
Pérdidas Q
P Gen
Q Gen
P carga
Q carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,57
1,598
12,978
7,213
12,408
5,615
TABLA 2.45: Pérdidas Técnicas Totales del Sistema
Un
Pérdidas P
de Línea
Pérdidas Q
de Línea
Pérdidas P de
Transformador
Pérdidas Q de
Transformador
kV
MW
MVar
MW
MVar
13,8
0,57
0,587
0
0,195
69
0
0
0
0,816
TABLA 2.46: Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Tipo
Tipo
P
Q
Pérdidas P
Pérdidas Q
Pérdidas P
MW
Mvar
MW
Mvar
%
Línea
2,198
0,389
0,3386
0,3882
15,40
ID
Nombre
1
RAFA/ZUM
2
ZUMB/PILA
Línea
0,796
1,528
0,115
0,1295
14,45
3
PILA/ESPE
Línea
0,9
1,619
0,0539
0,0602
5,99
4
ESPE/ESTA
Línea
0,961
1,663
0,0218
0,0243
2,27
5
ESTA/GUAYA
Línea
0,639
0,02
0,0071
0,0024
1,11
6
GUAYA-GUASA
Línea
0,665
0,283
0,0093
0,0053
1,40
7
GUASA-PUCA
Línea
0,506
0,214
0,0056
0,0009
1,11
8
GUAYA/ORIEN
Línea
0,035
0,26
0,0012
-0,0047
3,43
9
ORIEN/MANA
Línea
0,171
0,316
0,0011
-0,0018
0,64
10
MANA-QUINSA
Línea
0,188
0,315
0,0046
-0,0072
2,45
11
QUINSA-MORAS
Línea
0,592
0,079
0,0038
0,0005
0,64
12
MORAS-CORA
Línea
0,438
0,015
0,007
-0,0051
1,60
13
CORA-ANGA
Línea
0,07
0,188
0,0007
-0,0054
1,00
TABLA 2.47: Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema
Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 1
(demanda máxima) corresponden a 0,57 MW que equivale al 4.39 % de la
potencia total que el sistema requiere; la cual es 12.98 MW, estas pérdidas son
exclusivamente producidas en las líneas.
Las líneas que presentan mayor problema son la línea San Rafael Zumbahua con 15.40% y la Zumbahua - Pilaló con 14.45 % en pérdidas de
potencia activa, siendo los porcentajes de contribución el 59.43% y 20.19 %
respectivamente a las pérdidas totales del sistema occidental, la primera línea
merece una mayor atención ya que contribuye con más de la mitad de las
pérdidas totales.
2.7.2.2 Pérdidas Técnicas Caso 2
2.7.2.2.1 Caso 2 – Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Desde
Pérdidas P
Pérdidas Q
P Gen
Q Gen
P carga
Q carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,35
0,525
5,221
2,731
4,871
2,206
TABLA 2.48: Pérdidas Técnicas Totales del Sistema
Un
Pérdidas P
de Línea
Pérdidas Q
de Línea
Pérdidas P de Pérdidas Q de
Transformador Transformador
kV
MW
MVar
MW
MVar
13,8
0,35
0,323
0
0,098
69
0
0
0
0,104
TABLA 2.49: Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema
Tipo
Tipo
P
Q
Pérdidas P
Pérdidas Q
Pérdidas P
ID
MW
Mvar
MW
Mvar
%
1
RAFA/ZUM
Nombre
Línea
0,54
-1,242
0,1413
0,1468
26,17
2
ZUMB/PILA
Línea 1,667
-0,56
0,1105
0,1225
6,63
3
PILA/ESPE
Línea 1,737
-0,492
0,0503
0,0556
2,90
4
ESPE/ESTA
Línea 1,773
-0,462
0,02
0,0221
1,13
5
ESTA/GUAYA
Línea 0,176
-0,402
0,0034
-0,0021
1,93
6
GUAYA-GUASA
Línea 0,262
0,101
0,0014
-0,0044
0,53
7
GUASA-PUCA
Línea 0,201
0,08
0,0008
-0,005
0,40
8
GUAYA/ORIEN
Línea 0,444
-0,301
0,005
-0,0001
1,13
9
ORIEN/MANA
Línea 0,501
-0,278
0,0029
0,0004
0,58
10
MANA-QUINSA
Línea 0,517
-0,274
0,0118
0,0017
2,28
11
QUINSA-MORAS
Línea 0,263
0,097
0,0009
-0,0029
0,34
12
MORAS-CORA
Línea 0,202
0,074
0,0018
-0,0111
0,89
TABLA 2.50: Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema
Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 2
(demanda mínima) corresponden a 0,35 MW que equivale al 6.7 % de la potencia
total que el sistema requiere; la cual es 5,22 MW, estas pérdidas son
exclusivamente producidas en las líneas.
Las línea que presentan mayor problema es la línea San Rafael-Zumbahua
con 26.17% en pérdidas de potencia activa, la que contribuye con un 40.36 % de
las pérdidas totales del sistema occidental.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.7.2.2.2 Caso 2 – Demanda Máxima
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
Desde
Pérdidas P
Pérdidas Q
P Gen
Q Gen
P carga
Q carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,62
1,676
12,798
7,194
12,178
5,517
TABLA 2.51: Pérdidas Técnicas Totales del Sistema
Un
Pérdidas P
de Línea
Pérdidas Q
de Línea
Pérdidas P de Pérdidas Q de
Transformador Transformador
kV
MW
MVar
MW
13,8
0,62
0,655
0
0,19
69
0
0
0
0,831
MVar
TABLA 2.52: Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema
Tipo
Tipo
P
Q
Pérdidas P
Pérdidas Q
Pérdidas P
MW
Mvar
MW
Mvar
%
ID
Nombre
1
RAFA/ZUM
Línea 2,318
0,364
0,3739
0,431
16,13
2
ZUMB/PILA
Línea 0,716
1,603
0,1202
0,1359
16,79
3
PILA/ESPE
Línea 0,822
1,696
0,0562
0,063
6,84
4
ESPE/ESTA
Línea 0,885
1,742
0,0227
0,0254
2,56
5
ESTA/GUAYA
Línea 0,715
0,042
0,009
0,0047
1,26
6
GUAYA-GUASA
Línea 0,665
0,283
0,0094
0,0054
1,41
7
GUASA-PUCA
Línea 0,506
0,214
0,0056
0,001
1,11
8
GUAYA/ORIEN
Línea 0,041
-0,246
0,0011
-0,0048
2,68
9
ORIEN/MANA
Línea 0,096
0,297
0,0009
-0,002
0,94
10
QUINSA-MORAS
Línea 0,667
0,281
0,0057
0,0029
0,85
11
MANA-QUINSA
Línea 0,113
0,294
0,0035
-0,0083
3,10
12
MORAS-CORA
Línea 0,512
0,214
0,0116
0,001
2,27
TABLA 2.53: Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema
Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 2
(demanda máxima) corresponden a 0,62 MW que equivale al 4.84 % de la
potencia total que el sistema requiere; la cual es 12.798 MW, estas pérdidas son
exclusivamente producidas en las líneas.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las líneas que presentan mayor problema son la línea San Rafael Zumbahua con 16.13% y la Zumbahua - Pilalo con 16.79 % en pérdidas de
potencia activa, siendo los porcentajes de contribución el 60.33 % y 19.39 %
respectivamente a las pérdidas totales del sistema occidental.
2.7.2.3 Pérdidas Técnicas Caso 3
2.7.2.3.1 Caso 3 – Demanda Mínima
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
Desde
Pérdidas P
Pérdidas Q
P Gen
Q Gen
P carga
Q carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,137
0,324
6,6
3,208
6,463
2,884
TABLA 2.54: Pérdidas Técnicas Totales del Sistema
Pérdidas P
de Línea
Un
Pérdidas Q Pérdidas P de Pérdidas Q de
de Línea
Transformador Transformador
kV
MW
MVar
MW
MVar
13,8
0,137
0,065
0
0,137
69
0
0
0
0,122
TABLA 2.55: Pérdidas Técnicas por elementos del Sistema
Tipo
Tipo
P
Q
Pérdidas P
Pérdidas Q
Pérdidas P
ID
MW
Mvar
MW
Mvar
%
1
RAFA/ZUM
Nombre
Línea
0,68
0,446
0,0443
0,0291
6,51
2
ZUMB/PILA
Línea 0,386
0,138
0,0062
-0,0037
1,61
3
PILA/ESPE
Línea 0,409
0,149
0,003
-0,0015
0,73
4
ESPE/ESTA
Línea 0,427
0,156
0,0013
-0,0005
0,30
5
ESTA/GUAYA
Línea 1,173
0,372
0,0276
0,0276
2,35
6
GUAYA-GUASA
Línea 0,262
0,103
0,0015
-0,0038
0,57
7
GUASA-PUCA
Línea 0,201
0,081
0,0009
-0,0044
0,45
8
GUAYA/ORIEN
Línea 0,883
0,241
0,0162
0,0141
1,83
9
ORIEN/MANA
Línea 0,813
0,204
0,0071
0,0059
0,87
10
MANA-QUINSA
Línea 0,727
0,466
0,0281
0,0228
3,87
11
QUINSA-MORAS
Línea 0,053
-0,006
0
-0,0037
0,00
12
MORAS-CORA
Línea 0,007
0,015
0
-0,0125
0,00
13
CORA-ANGA
Línea 0,208
0,096
0,001
-0,0047
0,48
TABLA 2.56: Pérdidas Técnicas de las líneas del Sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las pérdidas totales del sistema eléctrico occidental para el caso 3
(demanda mínima) corresponden a 0,137 MW que equivale al 2.2 % de la
potencia que el sistema requiere; la cual es 6,6 MW, estas pérdidas son
exclusivamente producidas en las líneas.
La única línea que se podría considerar con problemas es la San RafaelZumbahua con 6.51 % en pérdidas de potencia activa, esta línea contribuye con
un 32.29 % de las pérdidas totales del sistema occidental.
2.7.2.3.2 Caso 3 – Demanda Máxima
Como anteriormente se comento para la simulación del flujo de potencia
para esta condición de operación (conectada la carga Cantón La Mana) se
produce un Black-out o colapso del sistema; el flujo y análisis no converge, por lo
tanto no se presentan resultados de pérdidas y los resultados no son
consistentes.
2.7.2.4 Pérdidas Técnicas Caso 4
A continuación se presenta un resumen de pérdidas obtenido:
Área/Zona
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
MW
MVar
MW
Red
0,093
0,163
6,964
Q Gen
P Carga
Q Carga
Qc Paralelo
QI Paralelo
MVar
MW
MVar
MVar
MVar
2,675
6,872
2,57
0
0
TABLA 2.57: Pérdidas Técnicas Totales del Alimentador La Mana
1
Nodo
Tipo
Nombre
Nombre
S/E LA MANA 13.8 KV
TRAFO
LA MANA
Tipo
Transformador
2 dev
Desde
Pérd. P
Pérd. Q
MW
Mvar
L1
0
0,058
L2
0
0,058
L3
0
0,058
TABLA 2.58: Pérdidas Técnicas del Trasformador de S/E La Mana
Tap
3
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nombre
Pérdidas (KW)
Pérdidas %
Linea
L1
L2
L3
Total
1
ENERMAX-S/E LA MANA
5,6
4,8
6,9
17,3
0,257 0,219 0,267
L1
L2
L3
2
S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
11,7
1,6
12,2
25,5
0,726 0,203 0,925
3
TUNGURAHUA-BOLIVAR
3,2
0,4
3,1
6,7
0,199 0,058 0,236
7
COTOPAXI-TUNGURAHUA
3,1
0,3
2,5
5,9
0,193 0,043 0,203
8
26 OCTUBRE-COTOPAXI
2,9
0,4
2,6
5,9
0,195 0,058 0,218
9
ITURRALDE-26 DE OCTUBRE
1,6
0,6
2,5
4,7
0,139 0,087 0,210
13
VILLACIS-ITURRALDE
1,1
0,4
1,6
3,1
0,096 0,058 0,137
14
CARRION-VILLACIS
1,9
0,9
3,2
6
0,178 0,130 0,275
15
ANTISANA-CARRION
1,2
0,7
2,2
4,1
0,124 0,101 0,200
16
PEREZ-ANTISANA
0,5
0,3
0,9
1,7
0,052 0,043 0,082
17
IBARRA-PEREZ
1,1
0,8
2,6
4,5
0,127 0,124 0,237
18
ESPEJO-IBARRA
1
0,8
2,4
4,2
0,121 0,125 0,229
19
LOZANO-CALAVI
0,3
0,2
0,4
0,9
0,047 0,037 0,061
20
MANABI- LOZANO
0,4
0,3
0,5
1,2
0,066 0,056 0,076
21
ALAMOS-SAN PABLO
0,3
0,2
0,2
0,7
0,052 0,041 0,039
22
M SILVA- ALAMOS
0
0
0,1
0,1
0,000 0,000 0,042
23
E GALLO-M SILVA
0
0
0
0
0,000 0,000 0,000
24
ESPEJO-ALBARRASIN
0
0
0,1
0,1
0,000 0,000 0,026
25
ALBARRASIN-PUJILI
0
0
0,1
0,1
0,000 0,000 0,032
26
PUJILI-GUYAQUIL
0,1
0
0
0,1
0,084 0,000 0,000
TOTAL
36
12,7 44,1
92,8
TABLA 2.59: Pérdidas Técnicas de las líneas del Alimentador La Mana
Las pérdidas totales del alimentador La Mana (EMELGUR) es 93 KW que
equivale al 1.34 % de la potencia que este alimentador requiere; la cual es 6.96
MW, zona que corresponde dentro de los límites provinciales entre Los Ríos y
Cotopaxi, estas pérdidas son exclusivamente producidas en las líneas de
distribución.
La línea que presenta mayor problema es la que corresponde a la línea que
une la S/E La Mana (ELEPCO) con el alimentador La Mana (EMELGUR) esta
línea es virtual ya que se considero un punto de interconexión mas cercano de la
Sub-estación con el Alimentador, cabe resaltar que en el capitulo referente a la
planificación del sistema se buscara el mejor punto de interconexión.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las pérdidas de la línea anteriormente mencionada es 25.5KW que
corresponden al 27.42 % de las pérdidas totales, en la tabla 2.7.15 se detalla las
pérdidas por cada una de las fases de cada línea tanto en KW y en porcentaje.
En las pérdidas por fase se observa que la fase que genera mayores
pérdidas es la línea L3 o fase C con 44,41KW que equivale el 47.52 % de las
pérdidas totales, luego se tiene la Línea L1 (fase A) con 36 KW y la de menor
pérdidas es la línea L2 (fase B) con 12.7 KW contribuyen con el 38.79% y 13.69
% del total de pérdidas respectivamente.
En el ANEXO 5 se encuentran los resultados totales expulsados por el
programa NEPLAN para flujos de potencia, se presentan resultados por nodos y
por elementos de todo el sistema y se especifica todos los parámetros eléctricos
incluidos sus pérdidas.
2.8 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS
Mediante el estudio de cortocircuitos se calcula los valores de las corrientes
para los diferentes tipos de falla en varios puntos del sistema. Los datos
estadísticos de la Empresa Eléctrica ELEPCO S.A. indican que los lugares con
mayor probabilidad de falla en el sistema occidental son: Barra 13.8 Kv S/E San
Rafael, nodo sector Zumbahua, Barra a 13.8 Kv Central El Estado, la Barra 13.8
Kv Central Quinsaloma y la Línea San Rafael – Zumbahua, por lo tanto se realiza
un análisis detallado en estos casos.
La simulación de cortocircuitos se realiza en condiciones de operación
actuales considerando demanda máxima (Caso 1), los tipos de fallas
consideradas son: falla monofásica, falla bifásica y falla trifásica, tanto para fallas
en nodos como en líneas del sistema occidental y el alimentador La Mana.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Los cálculos de cortocircuitos se realizan mediante el método IEC60909
propio del programa.
2.8.1
CORTOCIRCUITOS
EN
NODOS
DEL
SISTEMA
OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO
Cuando un sistema experimenta una falla por cortocircuito en un nodo o
barra de un sistema eléctrico de cualquier topología de red genera la corriente de
de falla o cortocircuito, esta corriente es la suma de los respectivos aportes de
corriente de elementos que inyectan energía eléctrica a un sistema, a estas
corrientes se les conoce como corrientes de aporte de falla.
Los elementos en el sistema en estudio que aportaran a la falla son: La S/E
San Rafael, La Central El Estado, La Central Quinsaloma y La Central Angamarca
mediante sus respectivas líneas hasta el punto de falla.
Las cargas de un sistema eléctrico no aportan corrientes de falla hacia el
punto del cortocircuito.
2.8.1.1 Cortocircuito Monofásico
Se considera la línea L1 o fase A como la línea que experimenta
cortocircuito monofásico.
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada nodo:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ubicación de Falla
Vn
Aportes I falla
Ik"(RST)
Sk"(RST)
kA
MVA
kA
Nodo
kV
Elemento
L1
1
2
3
4
S/E SAN RAFAEL
RAFA/ZUM
0,161 0,056 0,056
TRAFO 1
3,445 0,056 0,056
ZUMBAHUA
ZUMB/PILA
0,252 0,017 0,017
RAFA/ZUM
0,272 0,017 0,017
PILALO
ZUMB/PILA
0,201 0,036 0,036
PILA/ESPE
0,448 0,036 0,036
ESPE/ESTA
0,684 0,057 0,057
PILA/ESPE
0,192 0,057 0,057
13,8
ESTA/GUAYA
GUAYACAN
L1
L2 L3
0
28,663
0
0
0,523
0
0
4,165
0
0
0,645
0
0
5,136
0
0
0,865
0
0
6,889
0
0
0,162 0,048 0,048 1,031
0
0
8,214
0
0
0,672
0
0
5,354
0
0
13,8
BARRA CENTRAL
EL ESTADO
L2 L3
0
13,8
ESPERANZA
L1
3,598
13,8
ESPE/ESTA
6
L3
13,8
TRAFO 2
5
L2
0,698 0,119 0,119
0,195 0,073 0,073
ESTA/GUAYA
0,494
0,01
0,01
GUAYA/ORIE
0,178
0,01
0,01
13,8
7
GUASAGANDA
13,8
GUAYA-GUASA
0,425
0
0
0,425
0
0
3,387
0
0
8
PUCAYACU
13,8
GUASA-PUCA
0,31
0
0
0,31
0
0
2,472
0
0
9
FABRICA
ORIENTAL
13,8
0,556
0
0
4,426
0
0
LA MANA
13,8
0,533
0
0
4,25
0
0
0,221 0,063 0,063 0,609
0
0
4,849
0
0
0,473
0
0
3,679
0
0
0,273
0
0
2,174
0
0
0,229
0
0
1,828
0
0
10
GUAYA/ORIE
0,348 0,011 0,011
ORIE/MANA
0,209 0,011 0,011
ORIE/MANA
0,305
0,02
0,02
MANA-QUINSA
0,23
0,02
0,02
QUINSA-MORAS
11
BARRA CENTRAL
QUINSALOMA
13,8
MANA-QUINSA
TRAFO 3
12
13
14
MORASPUNGO
EL CORAZON
BARRA CENTRAL
ANGAMARCA
0,056 0,028 0,028
0,342
0,09
0,09
MORAS-CORA
0,051 0,026 0,026
QUINSA-MORAS
0,424 0,026 0,026
MORAS-CORA
0,232 0,022 0,022
CORA-ANGA
0,043 0,022 0,022
TRAFO 4
0,042 0,021 0,021
13,8
13,8
13,8
CORA-ANGA
0,19
0,021 0,021
TABLA 2.60: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
Una falla monofásica en la barra de La S/E San Rafael a 13.8 Kv, Central
El Estado, Central Quinsaloma y Central Angamarca implica una corriente de falla
de 3.6 KA, 1.03 KA, 0.609 KA, 0.23 KA respectivamente, por lo tanto los
elementos de protección como los disyuntores y reconectadores deben estar
dispuestos a de despejar este tipo de falla con esta magnitud de corriente.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Los nodos situados a lo largo del sistema eléctrico en cada una de las
concentraciones de carga están protegidos por seccionadores característicos de
este nivel de voltaje a 13.8 KV, esto para todos los casos.
2.8.1.2 Cortocircuito Bifásico
Se consideran las líneas L2 y L3 o fase B y C como las líneas que
experimenta cortocircuito bifásico:
Ubicación de
Falla
Vn
Nodo
kV
Aportes I falla
kA
1
2
3
4
5
6
S/E SAN
RAFAEL
13,8
ZUMBAHUA
13,8
PILALO
ESPERANZA
L1
L2
L3
RAFA/ZUM
0
0,151
0,151
TRAFO 1
0
2,368
2,368
ZUMB/PILA
0
0,259
0,259
RAFA/ZUM
0
0,315
0,315
ZUMB/PILA
0
0,221
0,221
PILA/ESPE
0
0,389
0,389
ESPE/ESTA
0
0,494
0,494
PILA/ESPE
0
0,195
0,195
13,8
13,8
GUAYACAN
13,8
Sk"(RST)
kA
MVA
Elemento
13,8
BARRA
CENTRAL EL
ESTADO
Ik"(RST)
TRAFO 2
0
0,409
0,409
ESTA/GUAYA
0
0,146
0,146
ESPE/ESTA
0
0,186
0,186
ESTA/GUAYA
0
0,418
0,418
GUAYA/ORIE
0
0,162
0,162
L1
L2
L3
L1
L2
L3
0
2,513
2,513
0
20,018
20,018
0
0,571
0,571
0
4,553
4,553
0
0,601
0,601
0
4,792
4,792
0
0,675
0,675
0
5,375
5,375
0
0,718
0,718
0
5,718
5,718
0
0,58
0,58
0
4,617
4,617
7
GUASAGANDA
13,8
GUAYA-GUASA
0
0,418
0,418
0
0,418
0,418
0
3,327
3,327
8
PUCAYACU
13,8
GUASA-PUCA
0
0,325
0,325
0
0,325
0,325
0
2,59
2,59
GUAYA/ORIE
0
0,327
0,327
0
0,506
0,506
0
4,031
4,031
ORIE/MANA
0
0,18
0,18
0
0,483
0,483
0
3,851
3,851
0
0,45
0,45
0
3,589
3,589
0
0,397
0,397
0
3,16
3,16
0
0,291
0,291
0
2,315
2,315
0
0,262
0,262
0
2,088
2,088
9
10
11
12
13
14
FABRICA
ORIENTAL
13,8
LA MANA
13,8
BARRA
CENTRAL
QUINSALOMA
13,8
MORASPUNGO
13,8
EL CORAZON
BARRA
CENTRAL
ANGAMARCA
ORIE/MANA
0
0,294
0,294
MANA-QUINSA
0
0,192
0,192
QUINSA-MORAS
0
0,062
0,062
MANA-QUINSA
0
0,21
0,21
TRAFO 3
0
0,188
0,188
MORAS-CORA
0
0,064
0,064
QUINSA-MORAS
0
0,334
0,334
MORAS-CORA
0
0,225
0,225
CORA-ANGA
0
0,069
0,069
TRAFO 4
0
0,072
0,072
CORA-ANGA
0
0,195
0,195
13,8
13,8
TABLA 2.61: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Una falla bifásica en la barra de La S/E San Rafael, Central El Estado,
Central Quinsaloma y Central Angamarca al lado 13.8 Kv implica una corriente de
falla de 2.5 KA, 0.718 KA, 0.45 KA, 0.26 KA respectivamente; se observa que son
menores que las monofásicas; por lo tanto al proteger los equipos con corrientes
de falla monofásica se cubre fallas de este tipo.
2.7.1.3 Cortocircuito Trifásico
Se consideran que las líneas L2, L3, L3
experimentan cortocircuito
trifásico, a continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada nodo:
Ubicación de Falla
Vn
Nodo
kV
1
S/E SAN RAFAEL
13,8
2
ZUMBAHUA
13,8
3
PILALO
13,8
4
ESPERANZA
13,8
5
BARRA CENTRAL EL ESTADO
13,8
Aportes I falla
Elemento
kA
RAFA/ZUM
0,175
TRAFO 1
2,735
ZUMB/PILA
0,299
RAFA/ZUM
0,364
ZUMB/PILA
0,255
PILA/ESPE
0,449
ESPE/ESTA
0,571
PILA/ESPE
0,225
TRAFO 2
0,473
ESTA/GUAYA
0,169
ESPE/ESTA
0,215
ESTA/GUAYA
0,483
GUAYA/ORIE
0,187
Ik"(RST)
Sk"(RST)
kA
MVA
2,901
69,345
0,66
15,773
0,695
16,6
0,779
18,62
0,829
19,806
0,669
15,995
6
GUAYACAN
13,8
7
GUASAGANDA
13,8
GUAYA-GUASA
0,482
0,482
11,526
8
PUCAYACU
13,8
GUASA-PUCA
0,375
0,375
8,973
GUAYA/ORIE
0,377
ORIE/MANA
0,208
0,584
13,963
ORIE/MANA
0,34
MANA-QUINSA
0,221
0,558
13,341
QUINSA-MORAS
0,072
MANA-QUINSA
0,242
0,52
12,432
TRAFO 3
0,217
0,458
10,947
0,336
8,02
0,303
7,233
9
FABRICA ORIENTAL
13,8
10
LA MANA
13,8
11
BARRA CENTRAL QUINSALOMA
13,8
12
MORASPUNGO
13,8
13
EL CORAZON
13,8
14
BARRA CENTRAL ANGAMARCA
13,8
MORAS-CORA
0,074
QUINSA-MORAS
0,386
MORAS-CORA
0,26
CORA-ANGA
0,08
TRAFO 4
0,084
CORA-ANGA
0,226
TABLA 2.62: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Una falla trifásica en la barra de La S/E San Rafael, Central El Estado,
Central Quinsaloma y Central Angamarca al lado 13.8 Kv implica una corriente de
falla de 2.9 KA, 0.829 KA, 0.52 KA, 0.303 KA respectivamente, las mismas son
mayores que la bifásicas y menores que las monofásicas, es importante
complementar los criterios de protecciones para una mejor protección de las
instalaciones.
2.8.2
CORTOCIRCUITOS
EN
LÍNEAS
DEL
SISTEMA
OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO
Las fallas de cortocircuitos en las líneas se las realiza a la mitad de su
distancia, es decir punto de falla al 50 % de la línea, la simulación de
cortocircuitos se realiza a todas las líneas.
El estudio de cortocircuitos en las líneas permiten obtener los parámetros
para realizar protecciones a distancia (relé 21), por lo tanto esta información
puede ser de gran utilidad para la empresa, ya que la mayor parte de fallas se
debe a descargas atmosféricas que ocurren en las líneas de la zona occidental,
en especial los tramos que se ubican en el paramo entre Zumbahua - Pilalo y sus
zonas aledañas.
2.8.2.1 Cortocircuito Monofásico
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada línea, se asume la fase A en falla:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ubicación de Falla
Vn
LINEA
kV
Ik"(RST)
VL-T (RST)
kA
1
RAFAEL/ZUMBAHUA
Sk"(RST)
kV
L2
MVA
L1
L2
L3
L1
L3
L1
L2 L3
13,8
0,67
0
0
8,764
2,037 2,037
5,338
0
0
2
ZUMBAHUA/PILALO
13,8
0,548
0
0
8,764
1,441 1,441
4,363
0
0
3
PILALO/ESPERANZA
13,8
0,73
0
0
8,764
0,058 0,058
5,814
0
0
4
ESPERANZA/ESTADO
13,8
0,939
0
0
8,764
1,505 1,505
7,481
0
0
5
ESTADO/GUAYACAN
13,8
0,798
0
0
8,764
0,739 0,739
6,36
0
0
6
GUAYACAN/GUASAGANDA
13,8
0,521
0
0
8,764
0,624 0,624
4,152
0
0
7
GUASAGANDA/PUCAYACU
13,8
0,359
0
0
8,764
1,326 1,326
2,858
0
0
8
GUAYACAN/ORIENTAL
13,8
0,598
0
0
8,764
0,312 0,312
4,768
0
0
9
ORIENTAL/LA MANA
13,8
0,542
0
0
8,764
0,428 0,428
4,321
0
0
10
LA MANA/QUINSALOMA
13,8
0,537
0
0
8,764
0,188 0,188
4,28
0
0
11 QUINSALOMA/MORASPUNGO 13,8
0,532
0
0
8,764
0,884 0,884
4,241
0
0
12
MORASPUNGO/CORAZON
13,8
0,345
0
0
8,764
0,909 0,909
2,748
0
0
13
CORAZON/ANGAMARCA
13,8
0,249
0
0
8,764
1,897 1,897
1,985
0
0
TABLA 2.63: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
Una falla en la línea La esperanza – Central El Estado presenta mayor
corriente de falla 0,939 KA, se debe a que la línea es muy corta y la falla al 50 %
implica poca relación de impedancia, por lo tanto es importante proteger al
sistema cuando se presenta una falla de este tipo en esta línea, mediante una
protección a distancia.
La Línea San Rafael – Zumbahua de mayor probabilidad de presentar una
falla tiene 0,67 KA, con este dato y otros de resistencia e impedancia se puede
realizar una protección a distancia y evitar problemas de descargas atmosféricas.
2.8.2.2 Cortocircuito Bifásico
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada línea, se asume la fase B-C en falla:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ubicación de Falla
LINEA
Vn
Ik"(RST)
VL-T (RST)
Sk"(RST)
kA
kV
MVA
kV
L1
L2
L3
L1
L2
L3
L1
L2
L3
1
RAFAEL/ZUMBAHUA
13,8
0
0,752
0,752
0
7,59
7,59
0
5,994
5,994
2
ZUMBAHUA/PILALO
13,8
0
0,567
0,567
0
7,59
7,59
0
4,514
4,514
3
PILALO/ESPERANZA
13,8
0
0,632
0,632
0
7,59
7,59
0
5,037
5,037
4
ESPERANZA/ESTADO
13,8
0
0,695
0,695
0
7,59
7,59
0
5,537
5,537
5
ESTADO/GUAYACAN
13,8
0
0,638
0,638
0
7,59
7,59
0
5,08
5,08
6
GUAYACAN/GUASAGANDA
13,8
0
0,486
0,486
0
7,59
7,59
0
3,872
3,872
7
GUASAGANDA/PUCAYACU
13,8
0
0,366
0,366
0
7,59
7,59
0
2,914
2,914
8
GUAYACAN/ORIENTAL
13,8
0
0,537
0,537
0
7,59
7,59
0
4,279
4,279
9
ORIENTAL/LA MANA
13,8
0
0,494
0,494
0
7,59
7,59
0
3,934
3,934
10
LA MANA/QUINSALOMA
13,8
0
0,457
0,457
0
7,59
7,59
0
3,644
3,644
11 QUINSALOMA/MORASPUNGO 13,8
0
0,422
0,422
0
7,59
7,59
0
3,359
3,359
12
MORASPUNGO/CORAZON
13,8
0
0,333
0,333
0
7,59
7,59
0
2,655
2,655
13
CORAZON/ANGAMARCA
13,8
0
0,275
0,275
0
7,59
7,59
0
2,193
2,193
TABLA 2.64: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
Una falla de este tipo en la línea San Rafael Zumbahua presenta mayor
corriente de falla 0,752 KA y puede provocar un problema en el sistema, ya que la
transmisión de energía estaría limitada a una sola línea para el flujo de potencia.
2.8.2.3 Cortocircuito Trifásico
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada línea, se asumen las fases A-B-C en falla:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ubicación de Falla
Vn
Ik"(RST)
VL-T (RST)
Sk"(RST)
LINEA
kV
kA
kV
MVA
RAFAEL/ZUMBAHUA
13,8
0,869
8,764
20,764
2
ZUMBAHUA/PILALO
13,8
0,654
8,764
15,636
3
PILALO/ESPERANZA
13,8
0,73
8,764
17,447
4
ESPERANZA/ESTADO
13,8
0,802
8,764
19,181
1
5
ESTADO/GUAYACAN
13,8
0,736
8,764
17,596
6
GUAYACAN/GUASAGANDA
13,8
0,561
8,764
13,412
7
GUASAGANDA/PUCAYACU
13,8
0,422
8,764
10,094
8
GUAYACAN/ORIENTAL
13,8
0,62
8,764
14,823
9
ORIENTAL/LA MANA
13,8
0,57
8,764
13,626
10
LA MANA/QUINSALOMA
13,8
0,528
8,764
12,623
11 QUINSALOMA/MORASPUNGO
13,8
0,487
8,764
11,636
12
MORASPUNGO/CORAZON
13,8
0,385
8,764
9,198
13
CORAZON/ANGAMARCA
13,8
0,318
8,764
7,597
TABLA 2.65: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Sistema
Debido a que el sistema occidental constituye un sistema radial, una falla
trifásica en la línea San Rafael – Zumbahua provocaría un seccionamiento total
de la zona occidental; ya que un punto importante de inyección de energía es la
S/E San Rafael donde empieza esta línea, por ello la importancia de los
elementos de protección y la necesidad de un reconectador para fallas temporales
que son las más comunes.
2.8.3 CORTOCIRCUITOS EN EL ALIMENTADOR LA MANA
CONCESIÓN EMELGUR
El estudio de cortocircuito en este alimentador permitirá que la Empresa
ELEPCO tenga información para que pueda realizar un análisis de protecciones si
se incorpora a su sistema eléctrico este alimentador conjuntamente con la nueva
S/E Planificada, esto será más detallado en el capítulo de planificación.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.8.3.1 Cortocircuitos en Nodos del Alimentador La Mana
Como se comento anteriormente los únicos elementos que aportan
corrientes a la falla son aquellos que inyectan energía al sistema eléctrico, en este
caso es un alimentador con sus respectivas cargas, por lo tanto el único elemento
que aportara corrientes de falla en cualquier punto
del alimentador
independientemente del tipo de falla será la S/E La Mana que se consideró para
la simulación del alimentador respecto a ELEPCO; esto es posible gracias a un
equivalente de Red en este punto; la información del equivalente de red en este
punto del SNI fue proporcionado por TRANSELECTRIC.
El análisis de cortocircuitos se lo realiza para fallas monofásicas y trifásicas
en cada nodo del alimentador, las fallas monofásicas son las que presentan
menores corrientes de cortocircuito y las trifásicas las de mayor magnitud, las
bifásicas están en valores intermedios, por ello no se las considero en este caso.
2.8.3.1.1 Cortocircuito Monofásico
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada nodo, se asume la fase A en falla
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ubicación de Falla
Vn
Aportes I falla
Ik"(RST)
kA
Nodo
kV
kA
Elemento
L1
L2 L3
L1
L2 L3
1
ENERMAX-CALOPE
69
EQUIVALENTE SIN
11,684
0
0
11,684
0
0
2
S/E LA MANA 69KV
69
ENERMAX/SE LA MANA
5,653
0
0
5,653
0
0
TRAFO
3
S/E LA MANA 13.8KV 13.8
14,206
0
0
14,206
0
0
4
AV.19 MAYO-N1
13.8 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
6,911
0
0
6,911
0
0
5
AV.19 MAYO-N2
13.8
TUNGURAHUA-BOLIVAR
6,254
0
0
6,254
0
0
6
AV.19 MAYO-N3
13.8
COTOPAXI-TUNGURAHUA
5,741
0
0
5,741
0
0
7
AV.19 MAYO-N4
13.8
26 OCTUBRE-COTOPAXI
5,265
0
0
5,265
0
0
8
AV.19 MAYO-N5
13.8
ITURRALDE-26 DE OCTUBRE
4,84
0
0
4,84
0
0
9
AV.19 MAYO-N6
13.8
VILLACIS-ITURRALDE
4,593
0
0
4,593
0
0
10 AV.19 MAYO-N7
13.8
CARRION-VILLACIS
4,153
0
0
4,153
0
0
11 AV.19 MAYO-N8
13.8
ANTISANA-CARRION
3,869
0
0
3,869
0
0
12 AV.19 MAYO-N9
13.8
PEREZ-ANTISANA
3,759
0
0
3,759
0
0
13 AV.19 MAYO-N10
13.8
IBARRA-PEREZ
3,478
0
0
3,478
0
0
14 AV.19 MAYO-N11
13.8
ESPEJO-IBARRA
3,23
0
0
3,23
0
0
15 AV.19 MAYO-N12
13.8
LOZANO-CALAVI
3,135
0
0
3,135
0
0
16 AV.19 MAYO-N13
13.8
MANABI- LOZANO
3,011
0
0
3,011
0
0
17 AV.19 MAYO-N14
13.8
ALAMOS-SAN PABLO
2,922
0
0
2,922
0
0
18 AV.19 MAYO-N15
13.8
M SILVA- ALAMOS
2,833
0
0
2,833
0
0
19 AV.19 MAYO-N16
13.8
E GALLO-M SILVA
2,74
0
0
2,74
0
0
20
AV. ESPEJO-N1
13.8
ESPEJO-ALBARRASIN
3,202
0
0
3,202
0
0
21
AV. ESPEJO-N2
13.8
ALBARRASIN-PUJILI
3,126
0
0
3,126
0
0
22
AV. ESPEJO-N3
13.8
PUJILI-GUYAQUIL
2,761
0
0
2,761
0
0
TABLA 2.66: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Alimentador La Mana
El nodo en condiciones de falla monofásica que presenta una alta corriente
de cortocircuito es ENERMAX-CALOPE 11,7 KA, esto se debe a que sería el
nuevo punto de interconexión con el SNI y por lo tanto presenta mayores
elementos que aporten corrientes de falla a este nodo.
Se observa que a lado de 69 KV y 13.8 KV se tiene elevadas corrientes de
cortocircuito 5.7 KA y 14.2 KA respectivamente; es por ello la importancia de este
estudio para realizar una debida protección.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
A lo largo del alimentador se observa que mientras el nodo con falla se
aleja de la S/E se tiene menor corriente de cortocircuito, debido a la presencia de
una mayor impedancia por parte del alimentador.
2.8.3.1.2 Cortocircuito Trifásico
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos para
cada nodo:
Ubicación de Falla
Vn
Nodo
kV
Aportes I falla
Elemento
Ik"(RST) Sk"(RST)
kA
kA
MVA
1
ENERMAX-CALOPE
69
EQUIVALENTE SIN
9,604
9,604
1147,79
2
S/E LA MANA 69KV
69
ENERMAX/SE LA MANA
6,138
6,138
733,594
TRAFO
12,331
12,331
294,748
3
S/E LA MANA 13.8KV 13.8
4
AV.19 MAYO-N1
13.8 S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
7,699
7,699
184,016
5
AV.19 MAYO-N2
13.8
TUNGURAHUA-BOLIVAR
7,137
7,137
170,584
6
AV.19 MAYO-N3
13.8
COTOPAXI-TUNGURAHUA
6,675
6,675
159,551
7
AV.19 MAYO-N4
13.8
26 OCTUBRE-COTOPAXI
6,227
6,227
148,83
8
AV.19 MAYO-N5
13.8
ITURRALDE-26 DE OCTUBRE
5,811
5,811
138,9
9
AV.19 MAYO-N6
13.8
VILLACIS-ITURRALDE
5,562
5,562
132,952
10 AV.19 MAYO-N7
13.8
CARRION-VILLACIS
5,106
5,106
122,039
11 AV.19 MAYO-N8
13.8
ANTISANA-CARRION
4,802
4,802
114,779
12 AV.19 MAYO-N9
13.8
PEREZ-ANTISANA
4,682
4,682
111,922
13 AV.19 MAYO-N10
13.8
IBARRA-PEREZ
4,373
4,373
104,523
14 AV.19 MAYO-N11
13.8
ESPEJO-IBARRA
4,093
4,093
97,839
15 AV.19 MAYO-N12
13.8
LOZANO-CALAVI
3,985
3,985
95,252
16 AV.19 MAYO-N13
13.8
MANABI- LOZANO
3,842
3,842
91,832
17 AV.19 MAYO-N14
13.8
ALAMOS-SAN PABLO
3,739
3,739
89,382
18 AV.19 MAYO-N15
13.8
M SILVA- ALAMOS
3,635
3,635
86,894
19 AV.19 MAYO-N16
13.8
E GALLO-M SILVA
3,526
3,526
84,279
20
AV. ESPEJO-N1
13.8
ESPEJO-ALBARRASIN
4,06
4,06
97,045
21
AV. ESPEJO-N2
13.8
ALBARRASIN-PUJILI
3,97
3,97
94,881
22
AV. ESPEJO-N3
13.8
PUJILI-GUYAQUIL
3,546
3,546
84,769
TABLA 2.67: Corrientes de Cortocircuito en nodos del Alimentador
El análisis de falla es parecido al realizado en condiciones de una falla
monofásica, a diferencia que la corriente de cortocircuito es igual en las tres
fases, los nodos críticos siguen siendo los mismos (Barras Enermax-Calope, S/E
La Mana lado 69 KV y 13.8 KV).
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.8.3.2 Cortocircuitos en Líneas del Alimentador La Mana
Se realiza simulación de fallas en las líneas ENERMAX-S/E LA MANA a 69
KV y S/E LA MANA – Alimentador La Mana a 13.8 Kv debido a que son la de
mayor importancia y las de mayor longitud, las distancias de las líneas entre nodo
a nodo del alimentador son reducidas por lo que los resultados de fallas en las
líneas son parecidos a las nodales.
Se consideran fallas de las líneas a la mitad o 50% de distancia.
Ubicación de Falla
Vn
LINEA
kV
Ik"(RST)
VL-T (RST)
kA
L1
L2
kV
L3
L1
L2
L3
FALLA MONOFÁSICA
1
ENERMAX-S/E LA MANA
2
S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
1
ENERMAX-S/E LA MANA
2
S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
1
ENERMAX-S/E LA MANA
2
S/E LA MANA-ALIMENTADOR LA MANA
69
7,668
0
0
43,82 1,632
1,632
13,8
9,37
0
0
8,764 0,181
0,181
69
0
6,519
6,519
0
37,95
37,95
13,8
0
8,262
8,262
0
7,59
7,59
69
9,54
9,54
8,764 8,764
8,764
7,527 43,82 43,82
43,82
FALLA BIFÁSICA
FALLA TRIFÁSICA
13,8 7,527 7,527
9,54
TABLA 2.68: Corrientes de Cortocircuito 1Ø, 2 Ø y 3 Ø en líneas del Alimentador
La línea ENERMAX-S/E LA MANA 69 KV constituye la de mayor
importancia debido a que interconecta la S/E con el SNI por lo tanto se requiere
protecciones propias de la línea (protección de distancia relé 21) por ello la
importancia de esta simulación, siendo la condición más crítica una falla trifásica
con corriente de falla de 9,54 KA
Para la otra línea a 13.8 Kv que une la S/E con el Alimentador La Mana el
estudio puede ayudar a realizar un correcto dimensionamiento de las protecciones
del alimentador, presentando su peor condición con una falla monofásica con una
corriente de 9.37 KA.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
En el ANEXO 6 se encuentran los resultados totales expulsados por el
programa NEPLAN para el análisis de cortocircuitos, se presentan resultados por
elementos que aportan a la corriente de falla y los voltajes en el punto de falla,
además se presenta valores de impedancias, voltajes en secuencia positiva,
negativa y cero e incluso la potencia de cortocircuito entre otros datos.
2.9. CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO
A continuación se realiza una breve síntesis de los resultados obtenidos de
la simulación del sistema de distribución occidental concesión ELEPCO y una
parte del Alimentador La Mana Concesión EMELGUR con condiciones actuales
de operación, el análisis detallado se lo realizó en cada caso de simulación:
•
Para el caso 1 y 2 los niveles de voltaje en nodos del sistema occidental en
la simulación de flujos de potencia en condiciones actuales con demanda
mínima presentan valores de regulación dentro de los permitido (± 5%),
teniendo una excepción en el nodo Zumbahua con 94% del voltaje nominal.
Para condiciones de demanda máxima existen nodos cercanos a salir de
los límites regulados, lo que no implica problemas, siendo la excepción
nuevamente el nodo Zumbahua con 85%, por lo tanto la necesidad de
mejorar la regulación de este nodo del sistema.
•
Para el caso 1 y 2 los porcentajes de cargabilidad de las líneas no
presentan problema alguno tanto para condiciones de demanda máxima y
mínima, e incluso presentan limitación en su capacidad de transmisión de
energía debido a la limitada generación de la zona occidental y a la baja
demanda de energía de sus concentraciones de carga, por ello su bajo
nivel de cargabilidad.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
•
Para condiciones de demanda máxima y mínima (caso 2) existen
transformadores sobrecargados siendo el TRAFO 1 (S/E San Rafael) y el
TRAFO 4 (Angamarca) los que se encuentran en problemas, el primero
presenta problemas en demanda máxima , el segundo experimenta
sobrecarga en condiciones de demanda mínima y máxima, es por eso que
uno de los casos de simulación fue aislar a la central Angamarca y su
carga mediante el seccionamiento de la línea El Corazón – Angamarca
generando mejores condiciones de operación para este transformador.
•
La incorporación de la carga del Cantón La Mana (caso 3) concesión de
EMELGUR al sistema occidental de ELEPCO en condiciones de demanda
mínima no genera problemas de consideración, pero en condiciones de
demanda máxima provoca un Black-out o colapso del sistema, por lo tanto
en estas condiciones no se recomendaría asumir la carga de este Cantón
de ser el caso, a menos que se re-potencien las centrales o se integre una
nueva sub-estación a esta zona, este caso será expuesto en el capítulo de
planificación.
•
La simulación de la troncal principal del alimentador La Mana (EMELGUR)
que podría pasar a área de concesión de ELEPCO en lo que respecta a
flujos de potencia, cargabilidad de las líneas, sobrecarga de elementos y,
niveles de pérdidas no presenta problemas de ninguna índole para
condiciones de operación asumiendo un nuevo nodo de interconexión con
el SNI (S/E Quevedo-ENERMAX 69 KV) mediante la construcción de una
nueva Sub – Estación planificada por ELEPCO.
•
Las pérdidas técnicas presentes en el sistema son exclusivamente de las
líneas que conforman el mismo, la línea que presenta mayor porcentaje de
pérdidas es la línea San Rafael – Zumbahua debido a que es la línea más
extensa del sistema y su voltaje de operación es únicamente 13.8 Kv. Esta
línea incluso aporta en algunos casos con más del cincuenta por ciento de
las pérdidas totales del sistema.
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•
Las fallas por cortocircuitos sean estas monofásico, bifásico o trifásico en
las barras de la S/E San Rafael, Centrales El Estado, Quinsaloma y
Angamarca
al lado 13.8 Kv implican más atención puesto que presentan
mayores corrientes de falla, siendo las de mayor magnitud las fallas
monofásicas, por lo tanto con estos estudios de cortocircuitos se puede
revisar los sistemas actuales de protección.
•
La línea San Rafael Zumbahua presenta mayor probabilidad de sufrir una
falla por lo tanto el estudio de cortocircuito en esta línea es importante para
realizar una correcta protección de la misma. Además se sugiere un
seguimiento pormenorizado al reconectador existente en el sector
denominado “Cuatro Esquinas”.
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CAPITULO 3
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA
3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO
3.3 SIMULACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA PARA LOS
AÑOS
PROYECTADOS
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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.1 MÉTODOS PARA PROYECTAR LA DEMANDA
A partir de la situación actual del sistema de distribución de la zona
occidental (ELEPCO), alimentador La Mana (EMELGUR) y manteniendo como
meta el año 2013, se realiza la proyección de la demanda con lo que se estudiara
las obras necesarias para alcanzar una operación satisfactoria del sistema de
distribución del Cantón La Mana y la Zona Occidental.
La proyección de la demanda puede ser realizada utilizando diferentes
métodos que pueden ser agrupados en tres categorías.
1. Métodos Perspectivos.
2. Métodos Normativos
3. Métodos de confrontación Demanda – Oferta
3.1.1 MÉTODOS PERSPECTIVOS
Los métodos perspectivos sean estadísticos o econométricos basan sus
proyecciones futuras en necesidades pasadas.
Métodos Estadísticos.- Estos métodos se basan en la proyección de la
demanda futura tan solo en lo que ocurrió en el pasado con respecto a este
parámetro mediante un análisis de series estadísticas utilizando la información
disponible.
Series de Tiempo.- Este método requiere la menor información
posible, dado que la única variable independiente es el tiempo. Los
resultados obtenidos pueden ser satisfactorios para pronósticos en
corto plazo, en tanto que en el mediano y largo plazo puede estar
sujeto a una proyección no tan acertada.
Regresiones y Extrapolaciones.- Al igual que el método anterior
presenta como variable independiente al tiempo, pero determina la
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demanda futura extrapolando la tendencia de la información pasada.
Puesto que la variable independiente es el tiempo la proyección de la
demanda se presenta en diferentes tiempos (años). La recta o curva
de regresión de la demanda sobre el tiempo se llama frecuentemente
recta de tendencia o curva de tendencia.
Los resultados que proporcionan estos métodos presentan un tal grado de
precisión a medida que el periodo de la proyección sea mucho mas largo,
teniendo resultados parciales en cada periodo de tiempo.
Métodos Econométricos.- En estos métodos el análisis pretende presentar
cualitativamente las relaciones casuales de variables económicas (por ejemplo
PIB) con aquellas del interés particular, en el caso presente la energía.
Modelo econométrico típico:
E (i, t ) = f ( N , Y , PE (i ), PC ( j ), E (i, t − 1), S ) ; donde
E (i, t) = Demanda de energía del sector i en el periodo t
N = Numero de abonados
Y = Ingreso por abonado
PE (i) = Precio de la energía en el sector i
PC (j) = Precio del combustible competitivo j
E (i, t-1) = Demanda de la energía del sector i en el periodo t-1
S = Vector de saturación de los principales artefactos eléctricos
3.1.2
MÉTODOS NORMATIVOS
Debido a variables que no consideran los métodos anteriores que influyen en
el comportamiento de la demanda tales como: económicas, políticas de ahorro
energético, crecimiento poblacional-económico, etc.
No se puede tener una
proyección bien fundamentada, por lo tanto, se trata de normar el criterio de
proyección de la demanda con el objetivo de homogenizar el método de
proyección de demanda que cada empresa realiza utilizando las mismas variables
de análisis.
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3.1.3 MÉTODOS DE CONFRONTACIÓN OFERTA – DEMANDA
Este método utiliza modelos de proyección muy complejos, ya que intervienen
un sin numero de variables en cada modelo tanto de oferta como demanda del
producto, que en este caso es la potencia y energía eléctrica.
Por sectores de aplicación.- Este tipo de modelos pueden ser sectoriales
empresariales, para el estudio de sistemas energéticos nacionales, macro
modelos en donde la energía solo es una parte del estudio.
Por
las
técnicas
empleadas.-
Los
modelos
con
optimización
aparentemente han alcanzado un desarrollo que permite puramente
académico utilizando algoritmos matemáticos para su desarrollo, por otro
lado la simulación ha sido posible gracias al desarrollo de programas
computacionales que permiten a más de simular el sistema eléctrico,
simular condiciones futuras.
Después de un breve análisis de los diferentes métodos de proyección de
la demanda de potencia y energía tanto para pequeño, mediano y largo plazo es
importante elegir un método adecuado de acuerdo con la disponibilidad de
información que dispone la empresa eléctrica y en especial el área en estudio,
para este caso se escoge el método estadístico.
3.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA A LARGO PLAZO
Para esta parte de estudio, se utiliza el método perspectivo-estadístico, el
cual basa la previsión de la demanda futura únicamente en lo ocurrido en el
pasado reflejado en series
empresas eléctricas.
estadísticas conservadas como referencia en las
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3.2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN ZONA OCCIDENTAL POR SECCIONES.
El estudio de la evaluación de la demanda se la realizó de año en año a
partir del 2001 hasta completar el año meta 2013.
Para empezar la proyección de la demanda fue necesario obtener la
información de los historiales de los registros de energía de los usuarios del
sector occidental que pertenecen a ELEPCO; esta información fue proporcionada
por la misma empresa de forma global, por lo tanto fue necesario clasificar la
información por los sectores.
Con los datos actuales de demanda de energía por secciones de cada
concentración de carga que provienen de los registros de energía de cada cliente,
se proyecta la demanda hasta el año meta el 2013 con la proyección de energía
anual por cada sector del sistema occidental.
Para encontrar el valor de demanda de potencia se utilizara el factor de
carga el cual se asume constante en todo el periodo de estudio e igual al valor 0,5
que fue proporcionado por la Dirección Técnica de la Empresa.
El factor de carga se define como la relación entre la demanda promedio y
la demanda máxima, tal como se indica en la ecuación.
El periodo de estudio se considera de un año, que estima 8760 horas
anuales.
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PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA POR SECTORES
PROYECCIÓN
2009
2010
2011
2012
2013
(GWh)
11,493
12,111
12,729
13,347
13,965
ZUMBAHUA
(MW)
2,624
2,765
2,906
3,047
3,188
(GWh)
0,204
0,219
0,234
0,249
0,264
(MW)
0,047
0,050
0,053
0,057
0,060
PILALO
(GWh)
0,171
0,189
0,207
0,225
0,243
(MW)
0,039
0,043
0,047
0,051
0,055
(GWh)
0,666
0,706
0,746
0,786
0,826
(MW)
0,152
0,161
0,170
0,179
0,189
(GWh)
2,160
2,279
2,398
2,517
2,636
LA ESPERANZA
GUASAGANDA
PUCAYACU
(MW)
0,493
0,520
0,547
0,575
0,602
(GWh)
0,907
0,907
0,907
0,907
0,907
(MW)
0,207
0,207
0,207
0,207
0,207
(GWh)
0,102
0,117
0,132
0,147
0,162
(MW)
0,023
0,027
0,030
0,034
0,037
(GWh)
0,650
0,653
0,656
0,659
0,662
FABRICA ORIENTAL
ALREDEDORES LA MANA
MORASPUNGO
(MW)
0,148
0,149
0,150
0,150
0,151
(GWh)
2,342
2,451
2,560
2,669
2,778
(MW)
0,535
0,560
0,584
0,609
0,634
EL CORAZÓN
(GWh)
1,022
1,100
1,178
1,256
1,334
(MW)
0,233
0,251
0,269
0,287
0,305
TOTAL PROYECTADO POR
(GWh)
19,717
20,732
21,747
22,762
23,777
SECTORES
(MW)
4,989
5,223
5,456
5,691
5,926
ANGAMARCA
TABLA 3.1: Proyección de la demanda por sectores
La Fábrica de Fideos Oriental ubicada en el Cantón La Mana y considerada
como una concentración de carga importante, presenta una demanda de energía
y potencia constante debido a que se considera que en los próximos años no
sostendrá ninguna expansión de sus instalaciones.
Los alimentadores # 201 y # 202 no son parte de este estudio ya que
brindan servicio a las zonas centrales de la provincia, pero fueron ingresados en
la simulación del sistema occidental como cargas para un mejor análisis del
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mismo, desde su inicio en la S/E San Rafael; por ello su importancia; a
continuación se presenta la proyección de demanda de los alimentadores:
ALIMENTADOR
S/E SAN RAFAEL # 201
ALIMENTADOR
S/E SAN RAFAEL # 202
ENERGIA
DISPONIBLE
DEMANDA
ENERGIA
DISPONIBLE
DEMANDA
(GWh)
(MW)
(GWh)
(MW)
2001
9,022
2,06
11,827
2,7
2002
9,868
2,253
12,978
2,963
2003
10,714
2,446
14,129
3,226
2004
11,56
2,639
15,28
3,489
2005
12,553
2,866
16,649
3,801
2006
13,093
2,989
17,359
3,963
2007
14,009
3,198
18,534
4,232
2008
15,069
3,44
20,096
4,588
Año
Año
ENERGIA
DEMANDA
ENERGIA
DEMANDA
PROYECTADA PROYECTADA PROYECTADA PROYECTADA
PROYECTADO
(GWh)
(MW)
(GWh)
(MW)
2009
15,801
3,608
21,029
4,801
2010
16,648
3,801
22,18
5,064
2011
17,495
3,994
23,331
5,327
2012
18,342
4,188
24,482
5,589
2013
19,189
4,381
25,633
5,852
TABLA 3.2: Proyección de la demanda alimentadores 201-202
Luego de realizar la proyección para cada una de las secciones, se
consolidara la demanda total a los diversos años de control para compararla con
la demanda proyectada a nivel global y así eliminar discrepancias realizando
ajustes a la proyección por secciones para concordar entre las dos.
3.2.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL ALIMENTADOR
CANTÓN LA MANA (EMELGUR)
La información para realizar la proyección de este alimentador no fue
permitida debido a políticas de la Empresa EMELGUR respecto a proporcionar
información a la empresa ELEPCO.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
El consumo de energía eléctrica
prácticamente tiene el mismo
comportamiento entre los abonados de las dos empresas, se puede decir que
presentan costumbres y cultura parecidas, los clientes de ELEPCO se encuentran
alrededor del Cantón la Mana y los de EMELGUR están ubicados en toda la parte
central
Constituye una buena aproximación realizar una proyección de demanda
con registros de abonados de ELEPCO tomando en cuenta el número de
abonados de EMELGUR en este Cantón, esta información es útil para poder
simular condiciones en los próximos años sea con la inclusión completa de este
cantón a ELEPCO o se mantenga bajo concesión de EMELGUR.
CANTON LA MANA
ENERGIA
Año
DISPONIBLE
DEMANDA
(GWh)
(MW)
2001
7,663
1,750
2002
8,392
1,916
2003
9,121
2,082
2004
9,850
2,249
2005
10,714
2,446
2006
11,168
2,550
2007
11,919
2,721
2008
12,895
2,944
ENERGIA
DEMANDA
PROYECTADA
PROYECTADA
Año
PROYECTADO
(GWh)
(MW)
2009
13,495
3,081
2010
14,224
3,247
2011
14,953
3,414
2012
15,682
3,580
2013
16,411
3,747
TABLA 3.3: Proyección de la demanda alimentadores La Mana
3.2.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA OCCIDENTAL (ELEPCO)
Para proyectar la demanda total a nivel sistema, se utilizara regresiones y
extrapolaciones, las cuales consideran como variable al tiempo y determinan la
demanda futura extrapolando la tendencia que se observo en el pasado.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Se consideran los mismos criterios que los realizados para cada sección,
teniendo en cuenta que para esta proyección global se considera la suma total de
energía consumida por abonado en forma anual sin considerar su sector; es decir;
es la proyección del alimentador
# 203 - S/E San Rafael el mismo que
interconecta todo el sistema occidental de ELEPCO.
En esta demanda global no se considera la demanda del Cantón La Mana
(EMELGUR), pero si llega a pasar a concesión ELEPCO bastara con sumar a la
proyección global la demanda de este Cantón, esto gracias a que se presentan
resultados de proyección de demanda de manera anual.
Figura 3.1: Historial Demanda de Energía Anual
Para la extrapolación, después de analizar regresiones lineales y
exponenciales, se llego a la siguiente función que presenta el mejor coeficiente de
regresión R2, el cual se presenta en la figura 3,2.
Donde: X es el año de estudio que para fines de cálculo se considero
como primero a 2001. Con los datos de la energía disponible (GWh) se encuentra
el valor de demanda para los años de estudio.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
Figura 3.2: Proyección Global Demanda de Energía
A continuación se presenta los resultados obtenidos en la proyección de la
demanda de manera global:
GLOBAL ZONA OCCIDENTAL ELEPCO
ENERGIA
DEMANDA
AÑO
DISPONIBLE
(GWh)
(MW)
2001
10,861
2,480
2002
12,754
2,912
2003
12,867
2,938
2004
14,425
3,293
2005
15,037
3,433
2006
15,690
3,582
2007
16,798
3,835
2008
AÑO
18,012
4,319
ENERGIA
DEMANDA
PROYECTADA PROYECTADA
PROYECTADO
(GWh)
(MW)
2009
19,703
4,498
2010
20,647
4,714
2011
21,591
4,929
2012
22,535
5,145
2013
23,479
5,361
Figura 3.4: Proyección Global de la Demanda
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
3.2.4 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
GLOBAL Y POR SECCIONES
Para realizar la comparación se consideran la suma total de las demandas
de los sectores con concentración de carga del sistema occidental tanto de
energía y potencia en función de los resultados obtenidos de manera global.
TOTAL PROYECTADO
PROYECCION
POR SECTORES
GLOBAL
Comparación %
(GWh)
(MW)
(GWh)
(MW)
energía
potencia
Año
19,717
4,989
19,703
4,498
0,07
9,83
2009
20,732
5,223
20,647
4,714
0,41
9,74
2010
21,747
5,456
21,591
4,929
0,72
9,65
2011
22,762
5,691
22,535
5,145
1,00
9,59
2012
23,777
5,926
23,479
5,361
1,25
9,54
2013
Figura 3.5: Proyección Global – Por Sectores
Los resultados de proyección de la demanda de energía son muy parecidos
siendo 1.25 % la relación más grande entre los dos métodos, para el caso de
potencia se presenta mayor relación entre cada método, el utilizado por sectores
nos permite simular el sistema occidental considerando la demanda en forma
anual y realizar una buena planificación, la información de la global puede servir
para encontrar la demanda total del sistema de la Empresa Eléctrica ELEPCO.
3.3 SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA PARA LOS
AÑOS PROYECTADOS
Para la simulación de flujos de potencia se considera la condición
recomendada que presenta mejores resultados, la cual es manteniendo aislado la
central Angamarca mediante el seccionamiento de la línea El Corazón –
Angamarca con el objetivo de evitar problemas de sobrecarga en el transformador
que operando integrado al sistema occidental presenta elevados niveles de
sobrecarga.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
En el ANEXO 7 se presenta los resultados obtenidos de flujos de potencia
en función de la demanda por sectores por cada año, para los años 2012 – 2013
el flujo no converge debido a problemas en el nodo Zumbahua.
3.3.1 GENERACIÓN TOTAL Y PÉRDIDAS
En las tablas presentadas a continuación se observa que las pérdidas
totales aumentan cada año, lo cual es lógico ya que aumenta la demanda de
potencia y las pérdidas son función de I2 R.
Además se observa la demanda total de potencia que el sistema debe
generar para cubrir las demandas futuras de cada sector que aumenta cada año,
en las tablas se presenta la potencia total de carga del sistema occidental.
AÑO
PROYECTADO
2009
2010
2011
2012
2013
Desde
Pérdidas
Generación
Carga
Área/Zona MW MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,808 2,049 13,485 7,787 12,677 5,738
Red
1,171 2,728 14,518 8,771 13,347 6,042
Red
1,756 3,768 15,734 10,06 14,015 6,345
EL FLUJO NO CONVERGE
EL FLUJO NO CONVERGE
TABLA 3.6: Generación y Pérdidas de todo el Sistema Occidental
AÑO
PROYECTADO
2009
2010
2011
2012
2013
Un
kV
13,8
69
13,8
69
13,8
69
Pérdidas de Línea Pérdidas de Transformador
MW
MVar
MW
MVar
0,808
0,888
0
0,222
0
0
0
0,939
1,33
0
0,277
1,171
0
0
0
1,121
1,756
2,043
0
0,367
0
0
0
1,359
EL FLUJO NO CONVERGE
EL FLUJO NO CONVERGE
TABLA 3.7: Pérdidas por elementos del Sistema Occidental
3.3.2 NIVELES DE VOLTAJES EN NODOS DEL SISTEMA
En la tabla se presenta los niveles de voltaje por nodos que conforman el
sistema occidental de manera anual, de lo cual se observa como disminuye el
nivel de voltaje por nodo mientras aumenta el periodo de tiempo.
ID
2009
2011
2010
Nodo
u
Ángulo V
u
Ángulo V
u
Ángulo V
Nombre
%
°
%
°
%
°
672
S/E SAN RAFAEL
105
0
105
0
105
0
362
S/E SAN RAFAEL 102,01
-4,2
101,77
-4,6
101,46
-5,1
908
ZUMBAHUA
82,79
-18,3
79,37
-22,6
74,69
-28,5
914
PILALO
93,19
-21,2
91,15
-27,3
88,35
-35,4
923
ESPERANZA
98,01
-22,3
96,7
-29
94,9
-37,9
122
EL ESTADO
105
-20,6
105
-27,4
105
-36,5
140
BARRA ESTADO
99,94
-22,7
98,92
-29,5
97,54
-38,7
917
GUAYACAN
98,46
-23,8
97,42
-30,9
96,07
-40,3
1262
GUASAGANDA
96,66
-24,4
95,5
-31,5
94
-40,9
1354
PUCAYACU
95,28
-24,8
94,02
-31,9
92,42
-41,4
920
F ORIENTAL
98,85
-24,4
97,95
-31,5
96,77
-41,1
308
LA MANA
99,34
-24,5
98,5
-31,8
97,42
-41,4
311
QUINSALOMA
105
-22,7
105
-30,2
105
-40,2
1009
B.QUINSALOMA
101,2
-25,1
100,63
-32,6
99,92
-42,6
859
MORASPUNGO
100,01
-25,4
99,39
-33
98,62
-43
864
EL CORAZON
96,86
-26,4
96,05
-34
95,1
-44
2012
2013
EL FLUJO NO CONVERGE
AÑO PROYECTADO
EL FLUJO NO CONVERGE
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
TABLA 3.8: Niveles de Voltaje por Nodos
Al igual que los resultados obtenidos de los flujos de potencia en
condiciones actuales en el capítulo 2 el nodo de mayor problema sigue siendo
Zumbahua, que a medida que avanza los años presenta un problema más agudo
e incluso generando un problema de no conversión de flujo para los años 2012 –
2013 debido al bajo nivel de voltaje en este nodo, el programa considera
condición imposible para operación del sistema y no converge el flujo de potencia.
3.3.3 NIVELES DE CARGABILIDAD POR ELEMENTOS DEL
SISTEMA
En el capítulo 2 se consideró como condiciones de operación óptimas de
cargabilidad si las líneas se encuentra entre el 30 y el 60 porciento, de acuerdo a
ello se observa que los niveles de cargabilidad para cada año no son elevados e
incluso siguen siendo bajos para algunas líneas, otras redes están dentro del
rango de cargabilidad establecido lo que indica que están en condiciones de
operación eficiente.
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2010
Pérdidas
Cargabilidad
Nombre
%
TRAFO 1
115,440
0,000 0,939
126,160
0,000 1,121
138,930
0,000 1,359
TRAFO 2
103,380
0,000 0,164
117,210
0,000 0,211
136,960
0,000 0,288
TRAFO 3
101,590
0,000 0,058
108,790
0,000 0,066
118,450
0,000 0,079
MVar
%
Pérdidas
MW
MVar
Cargabilidad
2012 2013
Elemento
MW
Cargabilidad
2011
%
Pérdidas
MW
MVar
RAFA/ZUM
35,390
0,503 0,588
43,040
0,744 0,880
52,950
1,125 1,343
ZUMB/PILA
27,910
0,152 0,174
33,560
0,219 0,257
41,420
0,334 0,397
PILA/ESPE
28,370
0,070 0,080
33,940
0,101 0,117
41,960
0,153 0,181
ESPE/ESTA
28,730
0,028 0,032
34,350
0,040 0,047
42,360
0,061 0,072
ESTA/GUAYA
11,080
0,012 0,011
12,240
0,015 0,015
13,560
0,018 0,020
GUAYA/GUASA
9,680
0,009 0,006
10,360
0,011 0,007
11,090
0,012 0,009
GUASA-PUCA
7,470
0,006 0,001
7,950
0,006 0,002
8,510
0,007 0,003
5,610
0,003
0,001
7,100
0,005 0,002
6,070
0,002 0,000
7,510
0,003 0,001
6,210
0,008
0,003
7,650
0,012 0,002
GUAYA/ORIEN
4,400
ORIEN/MANA
5,000
0,002
0,003
0,001
0,001
0,005
0,006
MANA-QUINSA
4,980
QUINSAMORAS
10,020
0,006 0,004
10,510
0,007 0,005
10,990
0,008 0,005
MORAS-CORA
7,970
0,014 0,004
8,420
0,015 0,006
8,800
0,017 0,008
EL FLUJO NO CONVERGE
2010
EL FLUJO NO CONVERGE
AÑO
TABLA 3.9: Cargabilidad de los Elementos del Sistema
Los transformadores presentan problemas de cargabilidad, la misma que
aumenta cada año llegando a niveles muy elevados, por lo tanto es importante
planificar alternativas de solución. (Capitulo 4).
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CAPITULO 4
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE
LA ZONA OCCIDENTAL
4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE
PRIMARIOS Y
SUBESTACIONES
4.2
CAMBIO DE CONDUCTORES
4.3
ANÁLISIS DE PROTECCIONES
4.4
SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS
4.5
COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LA
DEMANDA HASTA EL AÑO META
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE
LA ZONA OCCIDENTAL
La
planificación
implica
tomar
decisiones
por
anticipado
sobre
acontecimientos esperados en el futuro, razón por la cual se necesita tener
conocimientos profundos sobre la situación actual, las tendencias de los
parámetros eléctricos para los próximos años en función de datos del pasado, con
el objetivo de anticipar situaciones futuras que permitan tomar decisiones
correctas.
La planificación puede realizarse con diferentes alcances, por lo que se
puede planificar en varias etapas de tiempo hasta alcanzar el año horizonte.
4.1 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE
PRIMARIOS Y SUBESTACIONES
4.1.1 INTRODUCCIÓN
Una vez realizado el análisis de la situación actual del sistema de
distribución occidental (ELEPCO) y
el alimentador La Mana (EMELGUR) se
observo que un problema específico comprende la regulación de voltaje en el
sector de Zumbahua y la presencia de transformadores sobrecargados esto para
el sistema occidental.
La línea que genera mayores pérdidas es la línea San Rafael – Zumbahua,
es importante informar que ninguna línea presenta problemas de cargabilidad e
incluso presentan bajos niveles de cargabilidad limitando su capacidad de
transmisión de energía eléctrica, por lo tanto se plantea posibles soluciones y así
mejorar la operación del sistema Occidental.
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En lo que corresponde al alimentador La Mana específicamente la troncal
principal que conllevaría a una posible incorporación al sistema de distribución de
ELEPCO respetando los limites provinciales; no presentan problema ninguno;
pero con condiciones de operación vistas desde la empresa ELEPCO con la
puesta en marcha de la nueva Sub - Estación.
4.1.2 MODIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA DE
PRIMARIOS
La modificación de las áreas de influencia de primarios permite mejorar las
condiciones de operación en corto tiempo y con inversiones no muy significativas,
por lo cual es necesario modificar la topología de la red, realizando maniobras de
seccionamiento de ser el caso.
4.1.2.1 Línea Central Angamarca - Zumbahua
Como se describió en el capítulo 2, el sistema occidental corresponde a una
red radial en su totalidad desde su salida de la S/E San Rafael hasta la Central
Angamarca a 13.8 KV – calibre 3/0 ACSR, con sus respectivas concentraciones
de carga y centrales eléctricas (El Estado y Quinsaloma), esto se puede observar
en el anexo Auto CAD 4.
Para mejorar el nivel de confiabilidad del sistema occidental se plantea la
construcción de la línea Zumbahua – Central Angamarca a 13.8 Kv de
aproximadamente 20 Km, calibre 3/0 tipo ACSR con el objetivo de formar una red
tipo anillo aprovechando la distancia no muy extensa entre esta Central Eléctrica y
este sector.
El departamento de planificación de la empresa eléctrica ELEPCO considera
la construcción de la línea anteriormente mencionada, en esta parte de estudio se
realiza la simulación con la incorporación de esta red al sistema occidental y con
los resultados obtenidos se realiza un comentario.
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4.1.2.1.1 Simulación del Sistema Occidental con la Línea Central
Angamarca - Zumbahua
Las condiciones de operación son las actuales a demanda máxima, teniendo
en cuenta conclusiones del capítulo 2 se considera el seccionamiento de la línea
El Corazón – Angamarca manteniendo asilado esta central puesto que presento
mejores condiciones de operación, esta línea nuevamente integrará la Central al
sistema eléctrico ELEPCO. A continuación se presenta el resumen de flujos de
potencia:
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,483
1,415
12,891
7,03
12,408
5,615
TABLA 4.1: Generación y Pérdidas Totales
En la tabla de pérdidas se puede observar que las pérdidas totales del
sistema occidental disminuyen de 0,619 MW a 0,483 MW que equivale a una
reducción del 21,97 % de pérdidas totales.
CON LINEA
Nodo
U
u
SIN LINEA
Ángulo V
U
u
Ángulo V
Nombre
kV
%
°
kV
%
°
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
72,45
105
0
S/E SAN RAFAEL
14,13
102,39
-3,9
14,09
102,1
-3,9
ZUMBAHUA
12,266
88,89
-15,9
11,68
84,61
-15,4
PILALO
13,321
96,53
-16,8
13,01
94,3
-17,2
ESPERANZA
13,81
100,07
-17,1
13,63
98,78
-17,9
EL ESTADO
4,368
105
-15,1
4,368
105
-16
14,005 101,49
-17,2
13,88
100,6
-18,1
GUAYACAN
13,78
99,85
-18,2
13,69
99,23
-19
GUASAGANDA
13,533
98,07
-18,7
13,45
97,43
-19,5
PUCAYACU
13,343
96,69
-19,1
13,25
96,04
-19,9
F ORIENTAL
13,81
100,08
-18,5
13,76
99,68
-19,3
13,865 100,47
-18,6
13,81
100,1
-19,4
0,462
-16,5
BARRA ESTADO
LA MANA
QUINSALOMA
105
0,462
105
-17,3
B.QUINSALOMA
14,071 101,96
-18,8
14,04
101,7
-19,7
MORASPUNGO
13,917 100,85
-19,2
13,89
100,6
-20
13,48
97,71
-20,9
EL CORAZON
13,515
97,93
-20
ANGAMARCA
12,841
93,05
-17,7
B ANGAMARCA
4,368
105
-15,2
sistema aislado Caso 2
TABLA 4.2: Voltajes por Nodos
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Con la incorporación de la nueva línea se mejora el nivel de voltaje en el
nodo Zumbahua 88,89 % pero aun no está dentro del rango de regulación fijado ±
5 %, pero es evidente una mejor condición de operación con esta línea, ahora es
importante analizar los niveles de cargabilidad de los elementos.
Elemento
P
Q
I
Ángulo I
Cargabilidad
P Pérdidas
Q Pérdidas
Nombre
MW
MVar
kA
°
%
MW
MVar
TRAFO 1
-10,323
-3,449
0,445
157,6
106,29
0
0,7955
TRAFO 2
-1,6
-1,421
0,088
121,1
84,34
0
0,1092
TRAFO 3
-0,78
-0,536
0,039
126,7
92,92
0
0,0484
TRAFO 4
-0,3
-0,765
0,037
93,7
279,85
0
0,1124
RAFA/ZUM
-1,89
0,382
0,091
175,5
28,81
0,3333
0,3809
ANGAMARCA - ZUMBAHUA
-0,047
-0,651
0,031
78,2
9,76
0,0234
0,0155
ZUMB/PILA
-0,604
-1,131
0,06
102,2
19,16
0,0713
0,0759
PILA/ESPE
-0,725
-1,237
0,062
103,6
19,73
0,0338
0,0358
ESPE/ESTA
-0,799
-1,293
0,064
104,6
20,17
0,0138
0,0146
ESTA/GUAYA
-0,776
-0,105
0,033
154,1
10,42
0,0109
0,009
GUAYA/GUASA
-0,656
-0,278
0,03
138,3
9,64
0,0093
0,0052
GUASA-PUCA
-0,5
-0,213
0,024
137,8
7,47
0,0056
0,0009
GUAYA/ORIEN
-0,111
0,173
0,009
218,9
2,73
0,0008
-0,0046
ORIEN/MANA
-0,096
-0,261
0,012
91,7
3,7
0,0007
-0,0019
MANA-QUINSA
-0,11
-0,265
0,012
94
3,79
0,0028
-0,0093
QUINSA-MORAS
-0,662
-0,278
0,03
138,1
9,45
0,0057
0,0028
MORAS-CORA
-0,5
-0,213
0,023
136,9
7,37
0,0116
0,0009
ANGAMARCA - ZUMBAHUA
0,07
0,667
0,03
258,3
9,57
0,0234
0,0155
TABLA 4.3: Resultados por elemento
La cargabilidad de las líneas no presentan problemas, la línea a incorporar
presenta una baja cargabilidad 9,57 % no implica problema alguno, el
transformador 4 de la central Angamarca está totalmente sobrecargado 279,85 %
lo que generara problemas muy graves.
La construcción de esta línea será aconsejable siempre y cuando se re
potencie la Central Angamarca o aumentar la capacidad del transformador de 315
KVA puesto que la capacidad de generación es 375 KVA y se podría aprovechar
mejor esta línea.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.1.3 ÁREA DE INFLUENCIA DE S/E – ESTACIONES
La empresa eléctrica ELEPCO dispone de un terreno asignado para la
construcción de una Sub – Estación en este lugar, por lo que el estudio se limita a
no realizar un análisis de la ubicación más eficiente de la misma, pero se realiza
un análisis detallado de la operación del sistema occidental en diferentes
condiciones e incluido la carga del Cantón La Mana concesión EMELGUR.
De la información obtenida en el departamento de planificación se obtuvo
que la empresa tiene previsto el montaje de una Sub – Estación con un
transformador disponible en Bodega desmontado de la S/E Lasso de 20 MVA.
4.1.3.1 Sub – Estación La Mana
ELEPCO posee un transformador de potencia 20 MVA cuyo voltaje
primario es 69 Kv y secundario 13,8 Kv lo que permite ahorrar un gran
desembolso
económico para la construcción
de esta Sub-Estación, el
transformador constituye el elemento más importante y costoso de este tipo de
instalaciones.
La Sub-Estación La Mana será montada en el terreno que está asignado a
esta nueva instalación en la zona occidental, a continuación se presenta las
características técnicas del transformador de potencia, en el anexo Auto CAD 6 se
presenta el diagrama de conexiones del transformador.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
PAUWELS TRAFO BELGIUM
Fuerza - Transformador
Número
Año de Fab.
PESO
97.2.4217
1998
Total
26.2 T
Aceite
6.1 T
Desencubar 13.2 T
ONAN - ONAF
80 % - 100 %
Enfriamiento
frecuencia
fases
60 Hz
3
L1 350 AC 140
L1 125 AC 50
Nivel de aislamiento
Conmutador
Tensión
A.T.
72450
69000
65550
Pos
1
3
5
Elev Temp Aceite
Elev Temp Bobina
55 K
55 K
Resistencia al Vacio
Cuba
100%
Conservador 100%
Radiador
100%
Aceite
CEI 296
Normas
Capacidad
IEC 76
20 MVA
Grupo de conexión
Dyn1
Sin Tensión - ASP FII 150 A - 60 Kv
MVA
Impedancia
%
B.T.
13800
16
7.41
13800
16
7.13
13800
16
7.32
Alta Tensión - Terminales: 1U - 1V - 1W
Posición
Volt
Ampere
MVA
1
2
3
4
5
72450
70725
69000
67275
65550
159,4
163,3
167,3
171,6
176,2
20
20
20
20
20
Conexión de
conmutador
5-6
6-4
4-7
7-3
3-8
Baja Tensión - Terminales: 2U - 2V - 2W - 2N
13800
836.7
20
TABLA 4.4: Placa de Datos Trasformador de Potencia S/E La Mana
4.1.3.2
Simulación Sub – Estación La Mana
La simulación se la realiza para condiciones de operación actuales a
demanda máxima, se considera la construcción de la línea a 69 Kv de 5 Km que
interconecta La Central Calope – Enermax (SNI) con la S/E La Mana.
Como se mencionó en los capítulos anteriores el equivalente de red fue
proporcionado por TRANSELECTRIC, la información del transformador fue
obtenida de la placa de datos del transformador ya que está disponible en
bodega.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Se presenta los resultados obtenidos en la simulación sin y con la carga
del Cantón La Mana (EMELGUR).
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
sin La Mana
Red
0,412
1,137
12,59
6,654
12,178
5,517
con La Mana
Red
0,417
1,187
15,6
7,983
15,178
6,795
TABLA 4.5: Generación y Pérdidas Totales
Un
Pérdidas P
de Línea
Pérdidas Q
de Línea
Pérdidas P de
Transformador
Pérdidas Q de
Transformador
kV
MW
MVar
MW
MVar
13,8
0,412
0,404
0
0,124
sin La Mana
69
0
-0,104
0
0,713
13,8
0,413
0,404
0
0,128
69
0,005
-0,095
0
0,75
con La Mana
TABLA 4.6: Pérdidas Totales por Elementos
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
SIN LA CARGA DEL CANTON LA MANA
ID
CON LA CARGA DEL CANTON LA MANA
Nodo
Nombre
U
u
Ángulo V
P Carga
Q Carga
P Gen
Q Gen
U
u
Ángulo V
P Carga
Q Carga
P Gen
Q Gen
kV
%
°
MW
MVar
MW
MVar
kV
%
°
MW
MVar
MW
MVar
105
72,45
105
672
S/E SAN RAFAEL
72,45
0
0
0
9,291
5,006
0
0
0
9,323
4,995
362
S/E SAN RAFAEL
14,053 101,83
-3,5
8,1
3,451
0
0
14,054 101,84
-3,5
8,1
3,451
0
0
908
ZUMBAHUA
11,93
86,45
-6,2
2,54
1,4
0
0
11,92
86,37
-6,5
2,54
1,4
0
0
13,239
914
PILALO
95,93
-3,6
0,05
0,03
0
0
13,224
95,83
-3,9
0,05
0,03
0
0
923
ESPERANZA
13,847 100,34
-2,5
0,04
0,02
0
0
13,831 100,22
-2,9
0,04
0,02
0
0
122
EL ESTADO
4,368
0
0
0
1,6
1,264
4,368
-0,5
0
0
1,6
1,319
140
BARRA ESTADO
14,091 102,11
-2,1
0
0
0
0
14,074 101,98
-2,6
0
0
0
0
917
GUAYACAN
14,082 102,04
-1,7
0
0
0
0
14,044 101,77
-2,1
0
0
0
0
1262
GUASAGANDA
13,841
100,3
-2,2
0,15
0,064
0
0
13,803 100,02
-2,7
0,15
0,064
0
0
1354
PUCAYACU
13,655
98,95
-2,6
0,5
0,213
0
0
13,616
98,67
-3,1
0,5
0,213
0
0
920
F ORIENTAL
14,323 103,79
-0,7
0,135
0,058
0
0
14,266 103,38
-1,1
0,135
0,058
0
0
14,403 104,37
-0,6
3,013
1,284
0
0
0,462
2,2
0
0
0,78
0,167
-0,1
0
0
0
0
105
105
308
LA MANA
14,47
104,85
-0,1
0,013
0,006
0
0
311
QUINSALOMA
0,462
105
2,8
0
0
0,78
0,116
1009
B.QUINSALOMA
0,5
0
0
0
0
859
MORASPUNGO
14,267 103,38
0,2
0,15
0,064
0
0
14,228
103,1
-0,4
0,15
0,064
0
0
864
EL CORAZON
13,875 100,55
-0,7
0,5
0,213
0
0
13,836 100,26
-1,2
0,5
0,213
0
0
2057
ENERMAX-CALOPE
72,45
105
0
0
0
0,919
0,268
0
0
0
3,892
1,501
2054
S/E LA MANA 69 KV
72,42
104,96
14,416 104,46
2060 S/E LA MANA 13.8 KV 14,473 104,88
105
14,378 104,19
72,45
105
0
0
0
0
0
72,316 104,81
-0,1
0
0
0
0
-0,1
0
0
0
0
14,417 104,47
-0,5
0
0
0
0
TABLA 4.7: Flujos de Potencia por Nodos
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
SIN LA CARGA DEL CANTON LA MANA
ID
Elemento
Tipo
P
689
MW
TRAFO 1
Transformador 2 dev
-9,291
189
TRAFO 2
Transformador 2 dev
-1,6
Nombre
Q
CON LA CARGA DEL CANTON LA MANA
Cargabilidad
P Pérdidas
Q Pérdidas
P
Q
Cargabilidad
P Pérdidas
MVar
%
MW
MVar
MW
-4,295
100,5
0
0,7112
-9,323
-1,172
77,68
0
0,0926
-1,6
-1,223
Q Pérdidas
MVar
%
MW
MVar
-4,281
100,72
0
0,7143
78,99
0
0,0958
418
TRAFO 3
Transformador 2 dev
-0,78
-0,084
75,17
0
0,0316
-0,78
-0,135
76,04
0
0,0324
2052
TRAFO 5
Transformador 2 dev
-0,919
-0,37
4,72
0
0,002
-3,888
-1,56
20,05
0
0,0358
247
GEN1
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,632
-0,8
-0,66
292
GEN 2
Máquina Sincrónica
-0,8
-0,632
-0,8
-0,66
324
GEN A
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,058
-0,39
-0,084
318
GEN B
Máquina Sincrónica
-0,39
-0,058
-0,39
-0,084
657
EQUIVALENTE RED ELEPCO
Equivalente de red
-9,291
-5,006
-9,323
-4,995
966
RAFA/ZUM
Línea
-1,044
-0,689
19,21
0,1468
0,1557
-1,072
-0,67
19,45
0,1504
0,1601
971
ZUMB/PILA
Línea
-1,496
-0,711
25,45
0,1263
0,1429
-1,468
-0,73
25,2
0,1238
0,1399
976
PILA/ESPE
Línea
-1,672
-0,884
26,19
0,0597
0,0671
-1,641
-0,9
25,94
0,0586
0,0658
981
ESPE/ESTA
Línea
-1,772
-0,971
26,75
0,0244
0,0274
-1,74
-0,985
26,5
0,0239
0,0268
986
ESTA/GUAYA
Línea
-0,196
0,173
3,4
0,0012
-0,0042
-0,164
0,211
3,48
0,0012
-0,0041
1265
GUAYA/GUASA
Línea
-0,655
-0,277
9,42
0,0089
0,0044
-0,655
-0,277
9,45
0,0089
0,0045
1391
GUASA-PUCA
Línea
-0,5
-0,213
7,29
0,0053
0,0003
-0,5
-0,213
7,32
0,0053
0,0004
991
GUAYA/ORIEN
Línea
-0,862
-0,104
11,3
0,0128
0,0113
-0,83
-0,066
10,86
0,0118
0,01
996
ORIEN/MANA
Línea
-1,009
-0,173
13,11
0,0086
0,0085
-0,976
-0,134
12,66
0,008
0,0078
1012
MANA-QUINSA
Línea
-0,112
0,183
2,72
0,0016
-0,0117
-0,113
0,132
2,2
0,001
-0,0122
1020
QUINSA-MORAS
Línea
-0,661
-0,276
9,2
0,0054
0,0023
-0,661
-0,277
9,23
0,0054
0,0023
872
MORAS-CORA
Línea
-0,5
-0,213
7,18
0,011
-0,0005
-0,5
-0,213
7,2
0,011
-0,0004
2048
EQUIVALENTE SNI
Equivalente de red
-0,919
-0,268
-3,892
-1,501
2049
CALOPE-S/E LA MANA
Línea
-0,919
-0,372
1,72
0,0003
-0,1041
-3,888
-1,596
7,29
0,0047
-0,0954
2066
S/E LA MANA - NODO LA MANA
Línea
-0,919
-0,37
12,55
0,0002
0,0001
-3,885
-1,557
53,26
0,0028
0,0034
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las condiciones de operación mejoran con la puesta en funcionamiento
de la S/E La Mana tanto en niveles de voltaje por nodos, disminuye la
cargabilidad de los transformadores, en conclusión presenta mejores
condiciones de operación que en el caso de simulación 2 del capítulo 2 en
condiciones de demanda máxima.
Se observa que incluso con la operación de la nueva S/E La Mana el
nodo Zumbahua sigue teniendo problemas de voltaje con 86,45 %, por lo tanto
se plantea una solución más puntual expuesta más adelante.
En las tablas de pérdidas se puede observar que las pérdidas totales del
sistema occidental disminuyen de 0,619 MW a 0,412 MW que equivale a una
reducción del 33,44 % de pérdidas.
Con la inclusión de la carga del cantón La Mana concesión EMELGUR al
sistema occidental simulado con la S/E La Mana no representa problemas
dentro del sistema, los niveles de voltaje no se ven muy afectados y las
perdidas no aumentan considerablemente, van de 0.412 MW a 0.417 MW que
equivale al 1,1 % de incremento.
4.1.4 SIMULACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
OCCIDENTAL (ELEPCO) A 22.8 KV
El objetivo de este análisis simplemente constituye una planificación
para un futuro muy lejano puesto que significa un cambio total del nivel de
operación de 13,8 a 22,8 Kv, lo que significaría una inversión económica que
lamentablemente la empresa no estima como una opción para mejorar su
sistema occidental.
Este estudio pretende mostrar cual serian las condiciones actuales de
operación si se hubiera planificado la construcción de una línea a 22,8 Kv en
vez de una de 13.8 Kv, este pedido de análisis fue realizado por parte de
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Ingenieros de la empresa para obtener fundamentos técnicos para en un futuro
no muy lejano planificar esta idea de cambio de nivel de voltaje que constituye
en una alternativa firme de solución a varios problemas.
La simulación se la realiza a condiciones actuales en demanda máxima
manteniendo aislado la central Angamarca e incluido la nueva S/E E La Mana,
las potencias de los transformadores y generadores se mantienen, al igual que
el calibre de conductor de las líneas.
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos en
la simulación:
Sin S/E La Mana
Con S/E La Mana
S/E y Cantón La Mana
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,147
0,762
12,325
6,28
12,178
5,517
Red
0,139
0,496
12,317
6,014
12,178
5,517
Red
0,139
0,547
15,317
7,342
15,178
6,795
TABLA 4.9: Generación y Pérdidas Totales del Sistema a 22,8 Kv
Si el nivel de operación del sistema de distribución fuese 22,8 Kv las
pérdidas totales se reducirían de 0,619 MW (voltaje 13,8 Kv) a 0,147 MW
(voltaje 22,8 Kv) que representa una reducción del 76,25 % de las pérdidas
totales, con la puesta en funcionamiento de la nueva sub-estación las pérdidas
se reducen a 0,139 MW que equivale a una reducción del 77,54 %.
Las pérdidas totales con la S/E La Mana equivale el 1,12 % del total de
potencia que necesita el sistema para su funcionamiento 12,325 MW, este nivel
de perdidas es mínimo por lo tanto es un índice de la manera eficiente que
constituiría condiciones de operación a 22,8 Kv, con el ahorro de perdidas en
todos estos años la inversión estuviera cubierta en lo que se refiere a lo
económico si se implementaba una línea a 22,8 KV.
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SISTEMA A 22,8 KV
SIN S/E LA MANA
U
u
ID
Nodo
Nombre
kV
%
°
kV
%
°
672
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
72,45
105
0
362
S/E SAN RAFAEL
23,347
102,4
-3,6
23,268 102,05
-3,1
908
ZUMBAHUA
22,135
97,08
-6,5
22,291
97,77
-3,1
914
PILALO
22,799
100
-6,7
23,05
101,1
-1,9
923
ESPERANZA
23,103 101,33
-6,8
23,4
102,63
-1,3
122
EL ESTADO
4,368
-4,7
4,368
105
1
140
BARRA ESTADO
23,224 101,86
-6,8
23,54
103,25
-1,1
917
GUAYACAN
23,123 101,42
-7,1
23,597
103,5
-0,9
859
MORASPUNGO
23,237 101,92
-7,4
23,794 104,36
-0,1
1354
PUCAYACU
22,872 100,32
-7,5
23,352 102,42
-1,2
920
F ORIENTAL
23,164
101,6
-7,2
23,793 104,36
-0,4
308
LA MANA
23,198 101,75
-7,2
23,906 104,85
-0,2
311
QUINSALOMA
0,462
105
-5
0,462
2,3
1009
B.QUINSALOMA
23,325
102,3
-7,3
23,879 104,73
0,1
1262
GUASAGANDA
22,982
100,8
-7,3
23,46
102,89
-1,1
23,006 100,91
-7,8
23,569 103,37
-0,4
105
Ángulo V
CON S/E LA MANA
U
u
105
Ángulo V
864
EL CORAZON
1927
ENERMAX-CALOPE
0
0
0
72,45
1924
S/E LA MANA 69 KV
0
0
0
72,414 104,95
0
1930
S/E LA MANA 13.8 KV
0
0
0
23,908 104,86
-0,2
105
0
TABLA 4.10: Voltajes en Nodos del sistema a 22,8 Kv
Con este nivel de voltaje de operación en la actualidad no se presentaría
problemas de regulación de voltajes en ningún nodo que forma parte del
sistema occidental, es importante recordar que el nodo Zumbahua presentaba
un porcentaje de voltaje de 84% constituyendo actualmente en
un grave
problema a 13.8 Kv, al tener condiciones de 22,8 Kv este nodo experimenta 97
% del nivel de voltaje manteniéndose dentro del ± 5 de regulación, con la nueva
sub-estación este valor mejora notablemente.
En conclusión con un sistema a 22,8 Kv actualmente no sería tan
necesario el montaje de una nueva sub-estación y mejoras del sistema,
posiblemente sería necesario para cubrir la demanda de los próximos años.
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Los flujos de potencia con todos los parámetros eléctricos de cada uno
de los elementos y nodos se presentan en el ANEXO 8.
4.2 CAMBIO DE CONDUCTORES
Con la inserción en el sistema de la nueva Subestación, casi todos los
problemas debidos a deficiencias en las condiciones de operación han sido
superados. Para el año horizonte, se deberán tomar medidas de corrección con
el fin de abastecer la demanda proyectada.
El cambio de conductores en las líneas de distribución de la zona
occidental
(ELEPCO)
y el
alimentador
La Mana (EMLGUR) no es
recomendable, puesto que actualmente se encuentran con bajos niveles de
cargabilidad y para el año horizonte presentan cargabilidad dentro de límites
normales
de
funcionamiento,
el
cambio
de
conductores
implica
un
sobredimensionamiento de las líneas e incluso un gasto innecesario para la
empresa Eléctrica ELEPCO ya que no mejoraría en gran magnitud las
condiciones de operación.
4.3 ANÁLISIS DE PROTECCIONES
El presente estudio corresponde a proporcionar criterios básicos para la
protección del sistema occidental concesión ELEPCO en las condiciones
actuales de operación, se realiza una simulación de protección a distancia y
sobrecorriente con relés característicos de la librería del programa NEPLAN, el
objetivo es dejar estipulado valores para una posterior calibración de
protecciones de ser el caso.
Actualmente el sistema occidental no dispone de protección a distancia
para sus líneas a 13.8 Kv por lo que este estudio se lo realiza gracias a una
sugerencia hecha por la Empresa para observar los resultados de tener una
protección en las líneas de este tipo.
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Por información recopilada se conoce que la empresa ELEPCO adquirió
relés numéricos (Unidad
de Protección de Generadores ABB 2000R) para
protección de cada una de sus generadores
en cada central (El Estado,
Quinsaloma, Angamarca) que actualmente están siendo calibrados, las
funciones que serán habilitadas son sobrecorriente (50-51), diferencial (87) y
potencia inversa (32) entre las más relevantes.
4.3.1 INTRODUCCIÓN
El sistema de protecciones debe cumplir requerimientos de confiabilidad:
cubrir la totalidad del sistema de eléctrico, cumplir el requerimiento de (n -1) en
los equipos de protección (respaldo), cumplir niveles adecuados de
dependabilidad, seguridad, sensitividad, selectividad, velocidad de disparo.
4.3.1.1 Causas de Fallas
Perforación del aislamiento:
•
Envejecimiento del asilamiento debido al exceso de temperatura durante
tiempos prolongados.
•
Descargas por efecto corona en la aislación
•
Sobretensiones transitorias producidas por tormentas o maniobras de
red.
•
Esfuerzos en los equipos debido a fallas externas con altas corrientes.
Causas Externas:
•
Arboles, aves, accidentes, etc.
4.3.1.2 Tipos de Fallas
Existen Fallas permanentes generalmente causadas por perforación del
aislamiento, ruptura de conductores u objetos en contacto permanente con los
conductores de fase.
Fallas transitorias ocasionadas por sobretensiones transitorias o
descargas directas e inversas, etc.
Fallas semitransitorias generalmente se deben a causas externas.
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Aproximadamente el 80 % de las fallas son transitorias y semitransitorias
y el 20 % permanentes. En consecuencia la elección del uso de un recierre
automático es conveniente.
4.3.2 CRITERIOS DE PROTECCIÓN
A continuación se presentan criterios básicos para realizar una
protección de un sistema eléctrico:
4.3.2.1 Protección de Transformadores
Las consideraciones de protección varían con la aplicación de los
transformadores, procurando siempre disminuir los efectos térmicos y
esfuerzos electromecánicos.
Transformadores de distribución pequeños pueden ser protegidos
satisfactoriamente con fusibles y relés de sobrecorriente (50 instantáneo – 51
retardado). Esto implica una operación coordinada mediante retardo de tiempo.
Para transformadores de Potencia el criterio de retardo de tiempo para
despeje de fallas es inaceptable debido a las implicaciones en la operación del
sistema (estabilidad, también por los costosos y tiempos de reparación que
estos requieren).
4.3.2.2 Protección de Líneas
La principal ventaja de utilizar un relé de distancia (21) es que su zona
de protección depende de la impedancia de la línea protegida, la cual es en
teoría independiente de las magnitudes de tensión y corriente. Por ello, el relé
de distancia tiene un alcance fijo a diferencia de los relés de sobrecorriente
cuyo alcance varía dependiendo de las condiciones de la operación del sistema
(variación de impedancia de fuente).
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La protección de sobrecorrientes es uno de los sistemas de protección
más simples en su aplicación y es utilizado generalmente como protección
principal en alimentadores radiales.
4.2.2.3 Protección de Generadores
Los generadores eléctricos constan de una turbina como fuente de
energía mecánica acoplada a un generador, generalmente trifásico y de al
menos dos sistemas de control asociados: Regulador de Velocidad para
mantener la frecuencia constante y Regulador Automático de Voltaje para
mantener constante este parámetro mediante la regulación de voltaje de
campo.
Un generador puede estar sujeto a las siguientes condiciones de falla
más comunes:
•
Fallas en el devanado del estator
•
Fallas en el devanado de rotor o de campo
•
Fallas asociadas al equipo de energía mecánica
•
Oscilaciones de Potencia Inestables.
La utilización de relés de protección debe estar ligada a la protección de
las fallas anteriormente mencionadas (relés 50G, 51G, 32, 87G, 67N, 81, etc.)
4.3.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
La coordinación de protecciones se las realiza con relés característicos
de la bibliografía del paquete NEPLAN tanto para protección a distancia como
para sobre corriente y fusibles.
4.3.3.1 Coordinación de Protecciones de Distancia
Se ubican relés de protección a distancia en la S/E San Rafael, Central
El Estado y Central Quinsaloma para cubrir la totalidad de las líneas y proteger
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al sistema ante fallas por descargas atmosféricas que es lo más común en este
sistema en especial en la línea entre San Rafael y Central El Estado.
Debido a que el sistema occidental presenta topología radial la
calibración de las zonas de protección se facilita mucho.
GRÁFICO 4.1: Zonas De Protección - Distancia
4.3.3.1.1 Relé de Distancia S/E San Rafael
La calibración se la realiza tomando en cuenta las zonas de protección
del relé de distancia, para el rele 21 (S/E San Rafael) la primera zona esta
calibrada para cubrir hasta el 80 % de la línea entre San Rafael – Central El
Estado, dentro de la zona 2 se detectaran fallas hasta cubrir 44,8 % de la línea
Guayacan - Fideos Oriental y finalmente la zona 3 esta calibrada para cubrir
fallas hasta 18,5 % de la línea La Mana – Quinsaloma.
NOMBRE
FALLA
DIST
R
S
%
z(ohm) ang(°)
T
z(ohm)
ang(°)
z(ohm)
ang(°)
ZUMBAHUA/PILALO
3p
88,62 29,275
49,7
29,275
49,7
29,275
49,7
GUAYA/ORIEN
3p
44,8
51,085
40,8
51,085
40,8
51,085
40,8
MANA-QUINSA
3p
18,5
63,574
37,5
63,574
37,5
63,574
37,5
ZUMBAHUA/PILALO
1p
88,62 22,629
54,8
62,262
-33,2
117,941
163,5
GUAYA/ORIEN
1p
44,8
55,197
39,5
162,41
36,7
131,668
24,3
MANA-QUINSA
1p
18,5
70,271
36,4
156,815
39,6
132,87
21,7
Tabla 4.11: Impedancias de Calibración
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GRÁFICO 4.2: Zonas De Protección - Relé 21 S/E San Rafael
4.3.3.1.2 Relé de Distancia El Estado
Para el relé 21 (Central El Estado) la primera zona esta calibrada para
cubrir hasta el 80 % de la línea entre Central El Estado – Central Quinsaloma,
la zona 2 detectara fallas hasta cubrir 41,18 % de la línea Moraspungo – El
Corazón, a partir de este porcentaje de línea las fallas que se presenten se
ubicaran en zona 3.
NOMBRE
MANA-QUINSA
FALLA
DIST
R
%
z(ohm) ang(°)
z(ohm)
S
ang(°)
z(ohm)
T
ang(°)
3p
55
19,272
51,4
19,272
51,4
19,272
51,4
MORAS-CORA
3p
41,18
37,21
45,7
37,21
45,7
37,21
45,7
MANA-QUINSA
1p
55
14,701
54,4
63,492
-47,2
83,672
164
MORAS-CORA
1p
41,18 37,434
44,8
352,499
-33,1
252,833
63,1
Tabla 4.12: Impedancias de Calibración
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GRÁFICO 4.3: Zonas De Protección - Relé 21 El Estado
4.3.3.1.3 Relé de Distancia Quinsaloma
Para el relé 21 (Central Quinsaloma) la primera zona esta calibrada para
cubrir hasta el 80 % de la línea entre Central Quinsaloma – El Corazón, la zona
2 detectara fallas hasta el Nodo El Corazón puesto que en ese punto se
encuentra el seccionamiento de la línea El Corazón – Angamarca, este nodo
constituye el fin del sistema radial protegido, si se desea proteger
posteriormente esta línea significa un reajuste de las zonas de protección del
relé 21 (Quinsaloma).
NOMBRE
FALLA
DIST
R
S
%
z(ohm) ang(°)
T
z(ohm)
ang(°)
z(ohm)
ang(°)
MORAS-CORA
3p
74,05 11,705
50,3
11,705
50,3
11,705
50,3
MORAS-CORA
1p
74,05
56,6
30,064
-46
32,536
175,9
8,57
Tabla 4.13: Impedancias de Calibración
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GRÁFICO 4.4: Zonas De Protección - Relé 21 Quinsaloma
4.3.3.2 Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente de
Los Transformadores del Sistema
Siendo el transformador el elementó mas importante y costoso de un
sistema eléctrico por ello la importancia de sus protecciones, el presente
análisis de protecciones está enfocado a la coordinación de los relés de
sobrecorriente de cada uno de los transformadores del sistema occidental en
función de los tiempos de disparo y secuencia de operación.
La coordinación de los relés de sobrecorriente se los realiza con curvas
características para fallas entre fases - tierra según norma IEC: normal, muy, y
extremadamente inversa, para este análisis se realizaron simulaciones de fallas
en las barras de cada uno de los transformadores, se considero la corriente de
secuencia de falla cero para mejor criterio de protección de tierra.
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4.3.3.2.1 Relé de Sobrecorriente – Trafo 1 S/E San Rafael
El tiempo de operación de este relé debe ser casi instantáneo ante la
presencia de una falla de cualquier tipo, se considera como un elemento de
protección de respaldo el relé de sobrecorriente de la línea de interconexión
entre la S/E San Rafael y Central El Estado, además se considera criterios de
protección por sobrecarga para todos los casos.
TIPO FALLA
Nombre
Tipo RELE
Nodo en Falla
Tiempo disp.
IK"(RST)
RELE SAN RAFAEL
sobrecorriente
S/E SAN RAFAEL
0,023
3,445
MONOFASICA
RELE RAFA-ESTA
sobrecorriente
S/E SAN RAFAEL
0,2
0,16
RELE SAN RAFAEL
sobrecorriente
S/E SAN RAFAEL
0,069
2,735
RELE RAFA-ESTA
sobrecorriente
S/E SAN RAFAEL
0,2
0,173
TRIFASICA
Tabla 4.14: Tiempos de operación Reles de sobrecorriente
GRÁFICO 4.5: Curvas de Relés de Sobrecorriente
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4.3.3.2.2 Relé de Sobrecorriente – Trafo 2 Central El Estado
El tiempo de operación es prácticamente instantáneo, se considera
como un elemento de protección de respaldo los relés de sobrecorriente de la
línea de interconexión entre la Central El Estado - La S/E San Rafael y la que
interconecta con la Central Quinsaloma.
TIPO DE FALLA
Nombre
RELE EL ESTADO
sobrecorriente
MONOFASICA
RELE ESTA-QUINSA
sobrecorriente
TRIFASICA
Tipo Rele
Nodo en Falla
Tiempo disp.
IK"(RST)
BARRA ESTADO
0,023
0,691
BARRA ESTADO
0,166
0,138
RELE ESTADO-RAFA
sobrecorriente
BARRA ESTADO
0,206
0,196
RELE EL ESTADO
sobrecorriente
BARRA ESTADO
0,075
0,473
RELE ESTA-QUINSA
sobrecorriente
BARRA ESTADO
0,162
0,14
RELE ESTADO-RAFA
sobrecorriente
BARRA ESTADO
0,166
0,215
Tabla 4.15: Tiempos de operación Reles de sobrecorriente
GRÁFICO 4.5: Curvas de Relés de Sobrecorriente
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4.3.3.2.3 Relé de Sobrecorriente – Trafo 3 Central Quinsaloma
A más del relé de protección de sobrecorriente del transformador se
considera la modelación de los relés de sobrecorriente de la líneas de
interconexión entre La Central Quisaloma con la Central El Estado y con la
Central Angamarca, los relés anteriormente mencionados deben operar como
respaldo del relé del transformador ante una falla en la barra de 13.8 Kv.
TIPO DE FALLA
Nombre
Tipo RELE
Nodo en Falla
Tiempo disp.
IK"(RST)
RELE QUINSALOMA
sobrecorriente
B.QUINSALOMA
0,015
0,327
RELE QUINSA-ESTADO
sobrecorriente
B.QUINSALOMA
0,194
0,219
RELE QUINSALOMA
sobrecorriente
B.QUINSALOMA
0,062
0,217
RELE QUINSA-ESTADO
sobrecorriente
B.QUINSALOMA
0,185
0,236
MONOFASICA
TRIFASICA
Tabla 4.16: Tiempos de operación Reles de sobrecorriente
GRÁFICO 4.6: Curvas de Relés de Sobrecorriente
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4.3.3.2.4 Relé de Sobrecorriente – Trafo 4 Central Angamarca
La protección de sobrecorriente de este transformador se la realiza
tomando en cuenta que esta central opera como sistema aislado y solo tiene un
alimentador que proporciona servicio al sector del mismo nombre.
Nombre
Tipo RELE
RELE ANGAMARCA
Nodo en Falla
Sobrecorriente ANGAMARCA
Tiempo disp.
IK"(RST)
0,058
0,084
GRÁFICO 4.7: Curvas de Relés de Sobrecorriente
Para los criterios de protección de sobrecorriente se consideraron las
curvas de operación por sobrecarga para cada uno de los relés de protección
tanto para transformadores y alimentadores que interconectan las Centrales
Eléctricas y La S/E San Rafael.
Este modelamiento de protecciones tanto para protección a distancia y
sobrecorriente se lo realiza aprovechando la funcionalidad del programa
NEPLAN, se puede considerar otro tipo de protecciones como diferencial (87) o
direccional (67) para mejorar el nivel de protección del sistema occidental.
En el Anexo Auto CAD 7 se presentan las curvas de sobrecorriente de
los otros relés que intervienen en el análisis de protecciones conjuntamente
con los relés de los transformadores.
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El programa permite modelar las curvas de operación de los fusibles de
los equipos de protección, en el anexo anterior se presenta un modelo de curva
de operación de fusible de 125A tipo NH.
4.4
POSIBLES SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS
DETECTADOS
Una vez simulado y estudiado cada uno de los casos e ideas que
podrían mejorar las condiciones de operación del sistema eléctrico en estudio
se plantean las soluciones en función de cubrir la demanda para los próximos
años hasta llegar al año meta 2013.
A continuación se describe una manera simplificada de los pasos que se
deben seguir para mejorar las condiciones de operación de un sistema de
distribución:
El análisis de las condiciones de operación se la realizó en base a
corridas de flujos para ubicar los lugares con voltajes deficientes, las perdidas
por sección de red y cargabilidad de los elementos, a los problemas que ya se
han determinado y que fueron descritos anteriormente se proponen algunas
soluciones que serán verificadas, en cuanto se refiere a su efectividad, en el
programa.
Los correctivos más factibles sugeridos son balancear las cargas,
emplear capacitores, o mejorar la sección de conductores, o ambas, en función
del costo y beneficio logrado; la posibilidad de emplear reguladores de voltaje y
añadir una nueva subestación.
De las opciones anteriormente mencionadas las que se acomodan al
sistema en estudio corresponde a la ubicación de banco de capacitores y la
ubicación de una nueva subestación, sugiriendo esta ultima pues se puede
aprovechar el transformador de la S/E Lasso, el cual actualmente se encuentra
desmontado y en bodega.
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4.4.1 MONTAJE DE UN BANCO DE CAPACITORES
Debido a que el punto más crítico del sistema de distribución occidental
constituye el sector de Zumbahua se recomienda esta como una solución a
corto plazo para mejorar condiciones de operación actuales, para lo cual se
sugiere un banco de 2000 Kvar en este sector, el valor fue establecido en
función de mejorar la regulación en este nodo hasta llegar al año meta 2013, la
colocación de este elemento presenta los siguientes resultados:
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,407
1,116
12,585
4,825
12,178
5,517
TABLA 4.17: Perdidas Totales - Banco de Capacitores
Con esta implementación las pérdidas totales se reducen de 0,619 MW a
0,407 MW que representa una reducción del 34,24 % del total.
Nodo
U
u
Ángulo
V
P Carga
Q
Carga
Nombre
kV
%
°
MW
MVar
672
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
362
S/E SAN RAFAEL
14,199
102,89
-3,6
8,1
3,451
908
ZUMBAHUA
13,123
95,09
-16,4
2,54
1,4
914
PILALO
13,785
99,89
-15,5
0,05
0,03
923
ESPERANZA
14,098
102,16
-15,1
0,04
0,02
122
EL ESTADO
4,368
105
-12,9
0
0
140
BARRA ESTADO
14,225
103,08
-15
0
0
917
GUAYACAN
13,992
101,39
-15,7
0
0
1262
GUASAGANDA
13,749
99,63
-16,2
0,15
0,064
ID
1354
PUCAYACU
13,562
98,27
-16,6
0,5
0,213
920
F ORIENTAL
14,009
101,51
-15,8
0,135
0,058
308
LA MANA
14,042
101,75
-15,8
0,013
0,006
311
QUINSALOMA
0,462
105
-13,5
0
0
1009
B.QUINSALOMA
14,172
102,7
-15,8
0
0
859
MORASPUNGO
14,02
101,59
-16,1
0,15
0,064
864
EL CORAZON
13,621
98,7
-17
0,5
0,213
TABLA 4.18: Voltajes en Nodos - Banco de Capacitores
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La ubicación del banco de capacitores en zumbahua permite mejorar el
nivel de voltaje en este nodo de 84,7 % a 95,09 % e incluso mejora los voltajes
en nodos aledaños, es evidente la mejora con la ubicación de este dispositivo
en condiciones de demanda máxima para cubrir la demanda actual sin la
necesidad de la nueva subestación pero es importante aclarar que no se
incluye la carga del cantón La Mana concesión EMELGUR.
4.4.2 CONSTRUCCIÓN DE LA S/E LA MANA
Como se demostró anteriormente es importante el montaje de esta
subestación en el Cantón La Mana, esto permite mejorar notablemente los
niveles de voltajes en nodos del sistema e incluso como se demostró se puede
incluir la carga del Cantón La Mana al Sistema de ELEPCO sin problemas,
además reduce la cargabilidad de los transformadores.
La puesta en marcha de esta subestación se facilita debido a la logística
de ubicación y equipos que ya dispone la empresa eléctrica ELEPCO, el
estudio demostró todos los beneficios que se obtendrán con esta nueva
instalación.
4.4.3 MONTAJE DE LA LÍNEA ANGAMARCA – ZUMBAHUA
Como se recomendó esta línea constituye una solución adecuada e
incluso permite mejorar la confiabilidad del sistema de distribución occidental
ya que provocaría la formación de una red tipo anillo y se aprovecharía todas
las ventajas que conllevaría una topología de red de este estilo.
La eficiencia y eficacia de esta línea está ligada directamente con la
capacidad de generación de la central Angamarca , la misma que presenta una
capacidad instalada de 375 KVA en generación pero tiene instalado un
transformador de 315 KVA lo que limita la capacidad de generación en esta
central y provoca que el transformador se sobrecargue fácilmente, por lo tanto
es importante considerar esta opción siempre y cuando se planifique una
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
repotenciación de esta central, esto generará muchos beneficios al sistema
eléctrico de esta zona.
Esta solución podría constituirse en una alternativa muy interesante para
los próximos años, pero es importante reconocer que la Empresa no está en la
predisposición de hacer una inversión económica tan enorme, es por ello que al
igual que la simulación hecha a 22,8 Kv constituye estudios que servirían para
que posteriormente la empresa pueda presentar una propuesta con esta
información y buscar financiamiento para estos proyectos.
A diferencia del estudio con nivel de voltaje a 22,8 Kv esta alternativa
constituye de mayor factibilidad ya que implica una menor inversión económica
que con un debido financiamiento se podría concretar en el futuro.
El caudal de agua de la Central Amgamarca y Central El Estado son
muy parecidos por lo tanto para la simulación se considera instalaciones de
generación y transformación presentes en la Central El Estado cuya capacidad
instalada es 2,13 MVA y un transformador de 2,5 MVA, siendo esta una
alternativa a futuro.
A continuación se presentan resultados obtenidos con condiciones de
operación actuales en demanda máxima y considerando la repotenciación de la
central Angamarca y la línea Angamarca – Zumbahua.
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
Red
0,221
0,813
12,629
6,428
12,408
5,615
TABLA 4.19: Perdidas Totales
Las pérdidas totales se reducen de 0,619 MW a 0,221 MW que
representa una reducción del 64,29 % del total de perdidas, esta es la opción
que presenta mejores resultados ya que experimenta una reducción de las
pérdidas totales es más del 50 %.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nodo
U
u
Ángulo
V
P
Carga
Q
Carga
P
Gen
Q
Gen
Nombre
kV
%
°
MW
MVar
MW
MVar
362
S/E SAN RAFAEL
14,117
102,3
-3,1
8,1
3,451
0
0
672
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
0
0
8,649
4,471
908
ZUMBAHUA
13,066
94,68
-4
2,54
1,4
0
0
914
PILALO
13,756
99,68
-3,1
0,05
0,03
0
0
923
ESPERANZA
14,08
102,03
-2,8
0,04
0,02
0
0
122
EL ESTADO
4,368
105
-0,5
0
0
1,6
0,89
140
BARRA ESTADO
14,212 102,99
-2,6
0
0
0
0
917
GUAYACAN
13,98
101,3
-3,4
0
0
0
0
1262
GUASAGANDA
13,737
99,55
-3,9
0,15
0,064
0
0
ID
1354
PUCAYACU
13,55
98,19
-4,3
0,5
0,213
0
0
920
F ORIENTAL
13,999 101,44
-3,5
0,135
0,058
0
0
308
LA MANA
14,034 101,69
-3,5
0,013
0,006
0
0
0,462
311
QUINSALOMA
-1,2
0
0
0,78
0,454
1009
B.QUINSALOMA
14,167 102,66
105
-3,5
0
0
0
0
859
MORASPUNGO
14,015 101,56
-3,8
0,15
0,064
0
0
864
EL CORAZON
13,616
98,67
-4,7
0,5
0,213
0
0
1103
B ANGAMARCA
4,368
105
1,1
0
0
1,6
0,718
1070
ANGAMARCA
-1,1
0,23
0,098
0
0
14,257 103,31
TABLA 4.20: Voltajes en Nodos
Los voltajes en los nodos presentan mejor regulación y el nodo
Zumbahua está cerca de los límites de regulación establecidos con 94,68%,
este valor se puede considerar dentro de los límites de regulación en sectores
rurales.
Los resultados obtenidos con esta posible solución son muy interesantes
tanto en reducción de pérdidas, como en regulación de voltaje en nodos del
sistema, los niveles de cargabilidad de los transformadores se reducen
eliminado problemas de sobrecarga, en conclusión se puede considerar como
una solución eficiente para el futuro e incluso mejorando la confiabilidad del
sistema occidental.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.5 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LA
DEMANDA HASTA EL AÑO META 2013
Se consideran las soluciones de mayor factibilidad técnica y económica
que se podrían implementar para los próximos años, siendo las soluciones más
económicas y eficientes las siguientes:
1. Banco de Capacitores 2000 KVar
2. S/E La Mana – Capacidad 20 MVA
3. Repotenciación Central Angamarca
La Empresa tiene en proyecto la construcción de la línea Zumbahua
Angamarca pero en este estudio se demostró que presentara resultados
eficientes siempre y cuando consideremos la repotenciación de La Central
Angamarca, de no ser así se presentara problemas de sobrecarga en el Trafo 4
(Angamarca) de 0,315 KVA.
La simulación considera la unión de estas soluciones y se presentan los
resultados de manera anual comparando los resultados obtenidos sin y con las
soluciones planteadas.
4.5.1 AÑO 2009
Para este año se considera la incorporación de un banco de capacitores
de 2000 Kvar en el sector de Zumbahua para mejorar la regulación en este
punto, la simulación se la realiza a demanda máxima proyectada para este año
para cada uno de las concentraciones de carga, el análisis se realiza con la
puesta en funcionamiento de la nueva S/E La Mana, obteniendo los siguientes
resultados:
Desde
Pérdidas
Generación
Carga
AÑO PROYECTADO 2009
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
sin planificación
Red
0,808 2,049
13,485 7,787 12,677 5,738
con planificación
Red
0,314 0,924
12,991 4,431 12,677
TABLA 4.21: Pérdidas Totales
5,4
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.5.2 AÑO 2010
Las condiciones de simulación son parecidas al año 2009 con los datos
de las cargas proyectadas para este año obteniendo los siguientes resultados:
Desde
Pérdidas
Generación
Carga
AÑO PROYECTADO 2010
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
sin planificación
Red
1,171 2,728
14,518 8,771 13,347 6,042
con planificación
Red
0,352 1,059
13,699
4,9
13,347 5,686
TABLA 4.22: Pérdidas Totales
4.5.3 AÑO 2011
Para este año se considera la repotenciación de la Central Angamarca
de 0,38 MVA a 2,13 MVA de potencia instalada, esta acción es de mucha
importancia ya que permite mejorar notablemente las condiciones de operación
para este año , e incluso se considera el seccionamiento de la línea San Rafael
– Zumbahua con el objetivo de aislar el sistema eléctrico occidental y la zona
central aliviando la cargabilidad del transformador de la S/E San Rafael que en
las condiciones normales presentaba una sobrecarga elevada, esta acción
permite mantener en reserva la línea anteriormente mencionada disminuyendo
en gran medida las perdidas ya que esta línea es la que genera mayores
pérdidas, la cual se utilizaría para operaciones especiales.
Con las condiciones de operación expuestas anteriormente se puede
evitar el seccionamiento de la línea Angamarca - El corazón ya que esta línea
fue seccionada debido a problemas de sobrecarga en el transformador de la
Central Angamarca, con la repotenciación no se presenta problema alguno e
incluso la conexión de esta línea mejora aun mas las condiciones de operación.
A continuación se presentan un resumen de los resultados obtenidos en
la simulación de flujos de potencia:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Desde
Pérdidas
Generación
Carga
AÑO PROYECTADO 2011
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
sin planificación
Red
1,756 3,768
15,734 10,06 14,015 6,345
con planificación
Red
0,351 1,047
14,635 5,189 14,284 6,085
TABLA 4.23: Pérdidas Totales
4.5.4 AÑO 2012
En la simulación de flujo de potencia para este año en el capítulo 3 no se
pudo realizar debido a problemas de nivel de voltaje en el nodo Zumbahua lo
que generaba un colapso del sistema por lo tanto el flujo no converge, con las
soluciones planteadas en este año el flujo de `potencia es normal manteniendo
las mismas condiciones de operación expuestas para el año 2011 e incluso se
considera la carga del cantón la Mana concesión de EMELGUR como parte del
sistema de ELEPCO , los resultados no presentan problema alguno, los
mismos que se presentan a continuación:
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Qc Paralelo
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
MVar
Red
0,444
1,302
18,997
7,316
18,553
7,904
1,889
TABLA 4.24: Pérdidas Totales
4.5.5
AÑO 2013
Este año es el considerado como año meta que presenta condiciones de
operación iguales que el año pasado incluyendo las demandas para cada carga
en este año, las soluciones establecidas presentan buenas condiciones de
operación para este año, lo que significa que el sistema con estas propuestas
puede cubrir la demanda de años posteriores al año meta.
Desde
P Pérdidas
Q Pérdidas
P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
Qc Paralelo
Área/Zona
MW
MVar
MW
MVar
MW
MVar
MVar
Red
0,541
1,522
20,004
7,976
19,463
8,291
1,837
TABLA 4.25: Pérdidas Totales
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
AÑO PROYECTADO
ID
2009
2010
2011
2012
2013
Nodo
U
u
Ángulo V
U
u
Ángulo V
U
u
Ángulo V
U
u
Ángulo V
U
u
Ángulo V
Nombre
kV
%
°
kV
%
°
kV
%
°
kV
%
°
kV
%
°
672
S/E SAN RAFAEL
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
362
S/E SAN RAFAEL
14,165 102,65
-3,4
14,139 102,46
-3,6
14,106 102,22
-3,3
14,086 102,07
-3,5
14,065 101,92
-3,7
908
ZUMBAHUA
13,427
97,29
-10,3
13,251
96,02
-10,8
13,603
98,57
-12,6
13,413
97,2
-15,5
13,227
95,85
-17,8
914
PILALO
13,974 101,26
-5,7
13,879 100,57
-6,1
14,038 101,73
-7,3
13,911
100,8
-9,5
13,795
99,96
-11,1
923
ESPERANZA
14,259 103,32
-3,7
14,201 102,91
-4,1
14,285 103,52
-4,9
14,196 102,87
-6,9
14,122 102,33
-8,3
122
EL ESTADO
4,368
-0,9
4,368
-1,3
4,368
105
-2
4,368
-3,9
4,368
-5,1
140
BARRA ESTADO
14,379 104,19
-2,9
14,336 103,89
-3,4
14,393
104,3
-4
14,321 103,78
-5,9
14,265 103,37
-7,2
105
105
105
105
917
GUAYACAN
14,255
103,3
-2,2
14,219 103,04
-2,5
14,244 103,22
-2,9
14,154 102,56
-4,3
14,102 102,19
-5,1
1262
GUASAGANDA
14,02
101,59
-2,7
13,969 101,23
-3
13,981 101,31
-3,5
13,874 100,54
-4,9
13,807 100,05
-5,7
1354
PUCAYACU
13,839 100,28
-3,1
13,777
99,84
13,779
99,85
-3,9
13,66
-5,4
13,581
98,41
-6,2
920
F ORIENTAL
14,379
104,1
14,27
103,4
-2,3
308
LA MANA
14,404 104,38
-0,9
-3,4
98,98
104,2
-0,9
14,366
-1
14,376 104,18
-1,2
14,292 103,56
14,482 104,94
-0,2
14,481 104,94
-0,2
14,485 104,96
-0,2
14,408
104,4
0,462
2,7
0,462
2,6
0,462
2,5
0,462
105
1,7
0,462
0,4
14,396 104,32
0,3
14,387 104,25
0,2
14,331 103,85
-0,6
14,315 103,73
-0,7
14,232 103,13
-0,1
14,216 103,02
-0,2
14,153 102,56
-0,9
14,129 102,38
-1,1
311
QUINSALOMA
1009
B.QUINSALOMA
14,408 104,41
105
859
MORASPUNGO
14,25
103,26
0
105
105
-2
-0,8
105
1,6
864
EL CORAZON
13,83
100,21
-0,9
13,79
99,93
-1
13,754
99,67
-1,1
13,668
99,04
-2
13,617
98,68
-2,2
1927
ENERMAX-CALOPE
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
72,45
105
0
1924
S/E LA MANA 69 KV
72,43
104,97
0
72,427 104,97
0
72,429 104,97
0
72,301 104,78
-0,1
72,29
104,77
-0,2
-0,1
14,484 104,96
-0,2
14,488 104,99
-0,2
14,423 104,52
-0,7
14,421
104,5
-0,8
4,368
-6,7
4,368
-10
4,368
105
-12,7
-8,9
14,349 103,98
1930 S/E LA MANA 13.8 KV
1103
B ANGAMARCA
1070
ANGAMARCA
14,484 104,96
105
14,413 104,44
TABLA 4.26: Voltajes por Nodos del Sistema Occidental
105
-12,2
14,286 103,52
-14,9
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Los resultados detallados por nodos y elementos de los flujos de potencia
se encuentran en el ANEXO 9 para cada año hasta el año meta.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
CAPITULO 5
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN
DEL SISTEMA
5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS
5.3.- RELACIÓN BENEFICIO-COSTO
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN
DEL SISTEMA
5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA
En vista del rol que juega el sector eléctrico en el desarrollo económico del
país, en el bienestar colectivo y los grandes recursos que sus proyectos
requieren, es importante el análisis económica de estos; siendo análisis de mucho
interés para permitir o no la ejecución de un proyecto.
Para medir la factibilidad de un proyecto, es preciso utilizar herramientas de
evaluación económica. Este enfoque macroeconómico implica la necesidad de
revisar o comparar los beneficios y costos del proyecto.
La justificación económica para este estudio esta directamente relacionado
con los niveles de pérdidas de potencia del sistema en comparación con la
potencia total que requiere el sistema, siendo un indicador para observar la
reducción de pérdidas cuando se plantea las soluciones para mejorar las
condiciones de operación del sistema.
5.1.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
En el capítulo de planificación se hizo un análisis detallado comparando las
pérdidas del sistema actual con las mejores condiciones de operación en función
de las pérdidas con las alternativas de solución planteadas.
Para el año 2009 se establece la colocación de un banco de capacitores en
el nodo Zumbahua y la S/E La Mana, para el año 2010 no se tiene planificado
ninguna mejora, en el 2011 se considera la repotenciacion de la Central
Angamarca y la línea Angamarca – Zumbahua, para el año 2012 y 2013 no se
establece mejoras ya que las soluciones planteadas mejoran considerablemente
el sistema, las condiciones de operación sin planificación para el 2012 - 2013
producen un black-out del sistema para estos años con la demanda proyectada.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Pérdidas
AÑO
MW
MVar
sin planificación 0,808 2,049
2009
2010
con
planificación
2012
2013
MW
MVar
12,991 4,431
sin planificación 1,171 2,728
14,518 8,771
con
planificación
0,352 1,059
con
planificación
con
planificación
con
planificación
REDUCCION
DE PERDIDAS
(%)
REDUCCION DE
GENERACION (%)
61,14
3,66
69,94
5,64
80,01
6,98
0,00
0,00
0,00
0,00
13,485 7,787
0,314 0,924
sin planificación 1,756 3,768
2011
Generación
CONDICION
13,699
4,9
15,734 10,06
0,351 1,047
14,635 5,189
0,444 1,302
18,997 7,316
0,541 1,522
20,004 7,976
TABLA 5.1 Reducción de Pérdidas y Generación
Grafico 5.1 Cuadro comparativo de perdidas
En la tabla 5.1 se puede observar los altos niveles de reducción de
pérdidas si se consideran las soluciones planteadas en el capítulo 4 llegando a
reducir más del 50 % e incluso se disminuye la potencia que el sistema requiere
para operar en condiciones normales.
Es importante recalcar que mientras menores son las perdidas técnicas
significa menos energía no facturada y por lo tanto genera menor cantidad de
dinero por pérdidas técnicas, el ahorro de esta energía puede ser direccionada a
cubrir la demanda de otros clientes lo que se convierte en energía facturada
generando mayores ingresos para la Empresa.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
La justificación técnica de las soluciones planteadas presentan resultados
positivos por lo tanto la inversión económica se justifica para obtener los
beneficios de un sistema planificado para los próximos años.
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS
A más de la evaluación económica de las alternativas planteadas se realiza
un análisis económico del sistema de distribución del Cantón La Mana concesión
de EMELGUR que podría pasar dentro de la zona de concesión de ELEPCO para
los próximos años, el análisis económico del alimentador La Mana considera
límites provinciales y solo los ramales que podrían estar dentro de la zona de
concesión.
5.2.1 COSTO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL CANTÓN
LA MANA CONCESIÓN DE EMELGUR.
En la siguiente tabla se encuentran cada uno de los equipos y materiales
que forman parte del inventario general del sistema de distribución del Cantón La
Mana concesión de la Empresa eléctrica EMELGUR, en la misma se encuentran
los costos totales en dólares americanos.
COSTOS DEL INVENTARIO GENERAL
ITEM
COSTO $ USD
POSTERIA
260991
ESTRUCTURAS MT
87419,6
ESTRUCTURAS BT
33318,32
CONDUCTORES POR METRO
220141,38
TENSORES Y ANCLAJES
28815,36
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
332760
LUMINARIAS
173440
CAJAS DE DISTRIBUCIÓN
760
BANCO DE CAPACITORES
16340
PARARRAYOS
1890
SECCIONADORES
TOTAL $ USD
14335
1170210,66
Tabla 5.2: Costos del inventario de elementos y equipos del Cantón La Mana concesión EMELGUR.
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Se observa que el costo total de todo el sistema de distribución del cantón
La Mana esta en 1´170 210,66 USD, esto significaría que la empresa Eléctrica
ELEPCO SA deberá pagar esta cantidad mas otros rubros para comprar el
sistema Eléctrico del Cantón La Mana a EMELGUR, tomando en cuenta solo las
zonas que están dentro de los limites provinciales de Cotopaxi y los Ríos, es
importante recalcar que esto será posible si ELEPCO SA extendiera su área de
concesión hasta este Cantón.
En el ANEXO 10.1 se puede observar los precios detallados de todos los
elementos que forman parte del alimentador La Mana.
5.2.2 COSTO DEL BANCO DE CAPACITORES
La instalación de los capacitores se lo realiza en función de las
necesidades del sistema y en función de los valores estandarizados de
capacitores disponibles en el mercado nacional o en su defecto la opción de una
posible importación desde un país proveedor, se considera un valor referencial de
32000 USD para la compra de un banco de capacitores trifásico de 2000 Kvar.
5.2.3 COSTO DE LA LÍNEA CALOPE – LA MANA 69 Kv
El proyecto está implantado en su totalidad en la Provincia de Cotopaxi a
200 – 320 metros sobre el nivel del mar, en una zona donde el clima es
subtropical húmedo. La posición de salida de 69 kV, será construido en la S/E
Calope la misma que está ubicada junto a la casa de máquinas del proyecto
hidroeléctrico Calope de propiedad de ENERMAX, sitio desde donde partirá la
línea a 69 kV Calope-La Maná.
La línea de subtransmisión a 69 kV, Calope-La Maná tiene una longitud de
5 km. El trazado de la línea sigue por una topografía ondulada con pendientes
moderadas a una altura sobre el nivel del mar inferior a los 400m.
Características técnicas generales de la línea:
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• Voltaje:
69 KV
• Número de circuitos:
1
• Conductor:
450 ACSR (ACAR)
• Material conductor:
Alambres de aluminio reforzados con acero tipo
ACSR
• Cable de guarda:
5/16" de acero galvanizado
• Aislamiento:
5 aisladores de porcelana tipo estándar de 10" de
diámetro y 5 3/4" de altura.
• Longitud:
5 Km.
• Estructuras:
Acero galvanizado auto soportantes
PRESUPUESTO REFERENCIAL
ITEM
01
02
04
05
06
NOTA:
DESCRIPCIÓN
Materiales
Mano de Obra y Dirección técnica
Transporte de postes y materiales
Caminos de acceso e Indemnizaciones
por
daños durante la construcción.
Adquisición de Equipos a 69Kv y 13.8
Kv
TOTAL
$
$
$
COSTO TOTAL
210.819
104.161
13.000
$
39.000
$
133.379
$
500.359
* No se incluye el pago de los derechos de paso, Gastos
Administrativos e Imprevistos.
TABLA 5.3 Presupuesto Línea Calope – La Mana 69 KV
En el ANEXO 10.2 se presenta la lista de materiales de materiales
referencial de la línea a 69 Kv Calope.
5.2.4 COSTO DE LA LÍNEA ANGAMARCA – ZUMBAHUA 13.8 Kv
La línea de Media Tensión trifásica tendría una longitud aproximada de 25
Km a un nivel de 13.8Kv calibre 3/0 tipo ACSR, se considera el montaje de la
línea sobre estructuras en pórtico para algunos tramos y en otras estructuras Cp2
– CP- CR- CR2 con sus respectivos elementos y accesorios. A continuación se
presenta un presupuesto referencial del proyecto.
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ITEM
CANTIDAD (USD)
TOTAL MATERIALES
438.022,59
MANO DE OBRA Y TRANSPORTE DE MATERIALES
65.703,39
SUBTOTAL (MATERIALES Y MANO DE OBRA)
503.725,97
DISEÑO ELECTRICO
800
IVA (12%)
60.543,12
TOTAL PROYECTO
565.069,09
TABLA 5.4 Presupuesto Línea Angamarca – Zumbahua 13,8 Kv
En el ANEXO 10.3 se puede observar la lista de materiales referencial del
proyecto de construcción de la línea anteriormente descrita.
5.2.5 COSTO
DE
LA
REPOTENCIACIÓN
CENTRAL
ANGAMARCA
Esta alternativa resulta muy interesante como solución para los años
posteriores, por lo tanto la justificación técnica no presenta problema alguno, el
problema radica en la inversión que significaría repotenciar esta Central hasta
llegar a una capacidad parecida a la Central El Estado, pero como se comento en
capitulo anterior se podría considerar una solución para un futuro no muy lejano
con un debido financiamiento.
Una sub alternativa más viable financieramente constituiría el aumentar la
capacidad del transformador de la central que actualmente es 0,315 MVA y la
capacidad de generación instalada es 0,38 MVA lo que significa pérdida de
generación de energía que podría ser suministrada a otros potenciales usuarios.
5.2.6 COSTO DE LA S/E LA MANA
La subestación La Maná estará implantada en el límite urbano de la Maná
en el sector La Playita, Avenida Libertad en terrenos del I. Municipio de la Maná.
Subestación de distribución Eléctrica La Maná:
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•
Gis-Transformador de potencia de 20 MVA y de relación de transformación
de 69/13.8 Kv.
•
Casa de control con tableros y equipos de operación y protección
•
Pórtico de salida metálico.
Presupuesto referencial:
ITEM
DESCRIPCIÓN
Cant.
VALOR $
5
180000
1. EQUIPOS
1
Panel de alimentadores
2
Panel de Entrada Transformador
1
40000
3
Panel de Servicios Auxiliares
1
15000
4
Baterías y Cargador
1
TOTAL
20000
255000
2. MATERIALES
5
Pórtico de hierro 69 kV.
1
6000
6
Malla de puesta a tierra
1
6100
7
Cables de Fuerza,
Grupo
5800
8
Puntas Terminales 15 KV, conectores
Grupo
5500
9
Miselaneos
1
1000
TOTAL
24400
3. MONTAJE ELECTROMECÁNICO Y PRUEBAS
10
Montaje Electromecánico y Pruebas
1
20000
11
Pruebas
1
10000
12
Mano de obra de la malla de puesta a tierra
1
TOTAL
1000
31000
4. TRANSPORTE Y SEGUROS
13
GIS – Transformador
14
Equipos y materiales
1
6000
4000
TOTAL
10000
5. OBRAS CIVILES
15
Implantación general y cerramiento perimetral.
1
15800
16
17
Sala de control y bases del GIS - Transformador
1
22000
Instalaciones Sanitarias
1
5000
18
Casa de Guardián
1
4000
19
Vías de acceso y Parqueadero (Adoquinados)
1
7800
20
Jardines y obras de arte
1
1600
21
Cisterna 5 m3 y equipo hidroneumático
1
3000
TOTAL
59200
TOTAL DEL PROYECTO (USD)
TABLA 5.5 Presupuesto S/E LA MANA
379600
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5.3 RELACIÓN BENEFICIO-COSTO
La evaluación económica tiene en cuenta los beneficios y costos de las
alternativas desde el punto de vista de la economía en su conjunto, siendo el
objetivo el presentar la valoración del impacto económico del proyecto.
Para obtener la energía de pérdidas (E per) se multiplica el factor de
pérdidas (f per) por la demanda de pérdidas (D per max) considerando el periodo
de tiempo (T) que es anual, para obtener el factor de pérdidas se relaciona la
demanda de pérdidas de cada intervalo con la máxima.
5.3.1 ALIMENTADOR LA MANA CONCESIÓN EMELGUR
El beneficio de la inclusión del alimentador La Mana concesión de
EMELGUR al sistema de ELEPCO con las respectivas recomendaciones
realizadas, significa una mejoría total en la calidad de servicio eléctrico de este
cantón, ya que en la actualidad presenta muchos problemas tanto en lo técnico y
económico para EMELGUR.
A continuación se realiza una comparación referencial de la inversión que
debe realizar para la compra de la parte del alimentador que podría pasar a
concesión de ELEPCO respetando límites provinciales con respecto a los
beneficios económicos que generaría para ELEPCO.
ALIMENTADOR LA MANA
Demanda ( MW)
3,00
Demanda per (MW)
0,093
Energía ( GWh/año)
13,14
E per ( GWh/año)
0,195
Energía Disponible ( GWh/año)
12,94
Recaudación USD$/año
1242710,14
Inversión
1170210,66
Relación(recaudación/inversión)
1,06
TABLA 5.6: Beneficio Económico Alimentador La Mana
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En la tabla se puede observar que en un año se puede recuperar la
inversión realizada, los resultados son referenciales por lo tanto pueden estar
sometidos a posibles incrementos o decrementos en función de precios y políticas
económicas, para el cálculo de recaudación se utilizo una tarifa de consumo
residencial de 0,096 USD/KWh.
Se observa que por cada dólar invertido se recupera la inversión en 1,06
para el primer año, por lo tanto para el siguiente año se recuperaría la inversión y
se obtuvieran beneficios económicos.
5.3.2
SISTEMA OCCIDENTAL CONCESIÓN ELEPCO
Los beneficios técnicos sean demostrado que son importantes para el
sistema occidental que se refleja directamente en la reducción de pérdidas, por lo
tanto menores pérdidas técnicas significa reducción de energía no facturada, esto
puede permitir que la energía ahorrada puede ser suministrada a nuevos clientes
y convertirse en energía facturada.
SISTEMA ELECTRICO OCCIDENTAL
Año
ITEM
Sin Planificacion
Planificado
Perdidas (MW)
0,808
0,314
Factor perdidas (Fperd)
0,24
0,24
Perdidas (MWh)/año
1698,7392
660,1536
Perdida Economica (USD)
163078,9632
63374,746
2009
Año
ITEM
Sin Planificacion
Planificado
Perdidas (MW)
1,171
0,352
Factor perdidas (Fperd)
0,24
0,24
Perdidas (MWh)/año
2461,9104
740,0448
Perdida Economica (USD)
236343,3984
71044,301
ITEM
Sin Planificacion
Planificado
2010
Año
Perdidas (MW)
1,752
0,351
Factor perdidas (Fperd)
0,24
0,24
Perdidas (MWh)/año
3683,4048
737,9424
Perdida Economica (USD)
353606,8608
70842,47
2011
ahorro USD/año
Beneficio-Costo
99704,218
0,109
ahorro USD/año
Beneficio-Costo
165299,098
0,204
ahorro USD/año
Beneficio-Costo
282764,390
0,437
TABLA 5.6: Beneficio Económico Sistema Occidental
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El primer año el monto de inversión llega a valor aproximado de 911959
USD (banco de capacitores, Línea 69 KV Calope – La Mana, S/E La Mana) lo que
permite ahorrar 99704,218 USD por reducción de pérdidas que se convierte en
energía facturada de ser suministrada a otros potenciales clientes, la relación
beneficio costo para este año es 0.109, que significa que para el primer año se
recupera el 10,9 % de la inversión.
En el segundo año no se considera ninguna inversión pero gracias a la
inversión del año pasado permite recuperar 165299,098 USD por concepto de
pérdidas, dando un sub total de 265003,315 USD recuperados hasta este año,
dejando un total de recuperación 646955,685 USD para los próximos años, la
relación beneficio costo es 0.204 dando un sub total de recuperación de inversión
29,06 % para este segundo año.
En el tercer año se considera una nueva inversión, la construcción de la
línea Angamarca – Zumbahua y la repotenciación de La Central Angamarca, es
importante considerar una evaluación técnica - económica hasta este año con las
mejoras planificadas en años anteriores y tomar la decisión de plantear la nueva
solución, la misma que servirá para los próximos años e incluso más allá del año
meta 2013, por lo tanto este análisis económico no se considera debido a la gran
inversión que requiere, pero es importante aclarar que los beneficios son muy
interesantes como se demostraron en capítulos anteriores, llegando incluso a un
ahorro de 282764,39 USD para este año, siendo recuperado el 60,06 % de la
inversión realizada, obteniendo en este año una relación de beneficio - costo de
0,437 por cada dólar invertido.
Para los años 2012 y 2013 no se presentan resultados de beneficios por
reducción de pérdidas tanto económicas como técnicas ya que para estos años
de no considerar las alternativas planificadas para los primeros años
se
presentaran problemas graves e incluso puede provocar un colapso del sistema
como se demostró en el capítulo 2, por lo tanto para estos años las pérdidas se
mantienen casi constantes lo que es un indicador que significa que el sistema
mantiene condiciones optimas de funcionamiento técnico – económicas
estipulando la recuperación total de la inversión para estos años.
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CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES GENERALES
6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS
6.3 RECOMENDACIONES
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES GENERALES
•
La planificación de un sistema eléctrico de distribución involucra una gran
cantidad de información por lo tanto es necesario la utilización de un
software que permita la modelación del sistema en estudio, para realizar un
análisis detallado y eficiente para condiciones de operación actuales y
futuras, en este sentido el programa NEPLAN permite un análisis completo
del sistema eléctrico abarcando
incluso modelamiento del sistema de
protecciones y otras funciones especiales que un estudio comprende para
una mejor interpretación del mismo.
•
La implementación de las soluciones planteadas en el presente estudio
permite la obtención de una rentabilidad económica - técnica aceptable
para la Empresa Eléctrica ELEPCO y a su Sistema de Distribución
Occidental, en base a la utilización eficiente y planificada de sus recursos,
permitiendo una mejor condición de operación del sistema eléctrico.
•
La condición optima de operación del Sistema de Distribución Occidental;
concesión ELEPCO; es cuando se mantienen en funcionamiento como
sistema aislado a la Central Angamarca con su respectiva carga, esto se
logra mediante el seccionamiento de la línea El Corazón – Central
Angamarca.
•
La S/E la Mana permitirá mejorar los niveles de voltaje en la zona de La
Mana, Pucayacu, Moraspungo, El corazón , La Esperanza, Pílalo que están
bajo la concesión de la empresa eléctrica ELEPCO S A, por otro lado una
idea de esta Empresa Distribuidora es realizar el seccionamiento de la
línea San Rafael - ZUMBAHUA para dividir el sistema occidental en dos
zonas definidas, la zona central manteniendo los nodos de conexión con el
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SNI con las respectivas centrales de Generación (Illuchi I y II)
y la zona
occidental con un nuevo punto de conexión con el SNI mediante la S/E
Quevedo a 69 Kv conjuntamente con la Central Calope – ENERMAX y así
mejorar la calidad de servicio en estas zonas aprovechando la energía
excedente que genera esta Central, esta idea será factible siempre que se
planifique la repotenciacion de las centrales Occidentales y plasmar las
alternativas planteadas en el presente proyecto.
•
Debido a la poca capacidad de generación de las centrales occidentales (
EL Estado, Quinsaloma, Angamarca) e incluso la limitada capacidad del
transformador en el caso de la central Angamarca provoca que se
desperdicie la capacidad de transferencia de potencia de las líneas, las
mismas que presentan bajos niveles de cargabilidad e incluso en el año
horizonte, por lo tanto se recomienda la re-potenciación de dichas centrales
para obtener mejores condiciones de operación y aprovechar de mejor
manera las instalaciones del sector occidental.
6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS
•
El nodo eléctrico que presenta mayores problemas en el sistema de
distribución occidental concesión ELEPCO es el denominado Zumbahua
que en condiciones actuales violó los límites de regulación de voltaje
permitidos, por lo tanto la ubicación de un banco de capacitores en este
punto constituye de mucha importancia para corregir este problema de
regulación a corto plazo.
•
La línea entre la S/E San Rafael y Zumbahua constituye el elemento con
mayores problemas en niveles de pérdidas debido a su gran extensión, e
incluso contribuye aproximadamente con la mitad de ellas de todo el
sistema, por lo tanto es importante considerar el seccionamiento de esta
línea siempre y cuando se consideren las soluciones planteadas (S/E La
Mana, Banco de Capacitores, Repotenciación).
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•
La construcción de la línea de Media Tensión a 13.8 Kv con calibre de
conductor 3/0 AWG
tipo ACSR desde la Central Angamarca hasta el
sector Zumbahua permitirá mejorar los niveles de voltajes en el sector del
mismo nombre
y sus zonas aledañas, de esta manera los niveles de
regulación estarán dentro de los límites establecidos por el CONELEC en
zonas rurales. Por otro lado, ésta línea permitirá conformar un sistema de
distribución en forma de anillo mejorando índices de confiabilidad y
estabilidad del sistema eléctrico siempre y cuando se consideren las
alternativas planteadas.
•
Con la repotenciación de la Central Angamarca a un valor estimado de 1,6
MW se podrá realizar el seccionamiento de línea San Rafael - Zumbahua la
cual presenta mayores pérdidas de todo el sistema e involucra al nodo
Zumbahua que tiene la peor regulación de voltaje. Gracias a este
seccionamiento se podrá aislar el sistema occidental con el de la zona
central lo que permite aliviar la cargabilidad del transformador de la S/E
San Rafael , además mejora las condiciones de operación reduciendo las
perdidas en un gran porcentaje y mejorando la regulación en el nodo
Zumbahua.
•
En la actualidad la Empresa Eléctrica ELEPCO no tiene la capacidad para
cubrir la demanda de Energía y Potencia del Cantón La Mana concesión
EMELGUR, pero con la implementación de la S/E la Mana fácilmente podrá
satisfacer la demanda de este cantón, por lo tanto la idea de ampliar su
área de concesión por el momento no es aconsejable; pero en el futuro
puede ser una realidad; esto si se llega a consolidar la idea de traspaso de
carga.
•
El presente estudio obtiene un inventario detallado y georeferenciado de
todo el alimentador de distribución del cantón La Mana concesión de
EMELGUR, lo que permite modelar y analizar este alimentador, que al ser
energizado desde las redes de ELEPCO, arroja resultados operativos
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positivos, mejorando su funcionalidad crítica debido a problemas de
regulación que arrastra por las condiciones actuales de operación de
EMELGUR.
Por lo tanto, desde el punto de vista técnico una opción
positiva seria permitir que EMELGUR ceda a ELEPCO el suministro de la
demanda de este cantón, claro esto, luego de solventar los problemas
económicos de esta transacción.
•
Se ha recopilado la suficiente información para que la empresa EMELGUR
pueda simular la totalidad del Alimentador La Mana bajo su concesión y
analizar las condiciones de operación desde su punto de vista para
planificar de mejor manera este sistema e implementar soluciones a corto
plazo, esto si mantiene su postura de mantener bajo su área de concesión
este Cantón de Cotopaxi.
6.3 RECOMENDACIONES
•
Es importante que la empresa Eléctrica ELEPCO aproveche la instalación
del relé numérico (Unidad Protectora de Generadores ABB 2000R) para la
protección de las Centrales El Estado – Quinsaloma sin limitar sus
funciones de protección a sobrecorriente, direccional y potencia inversa,
pues, existe otras funciones que se podrían utilizar para mejorar la
protección de cada uno de los generadores.
•
El programa para simulación de sistemas eléctricos “NEPLAN” presenta
muchas ventajas ya que se puede realizar análisis completos de flujos de
potencia, protecciones, estabilidad, planificación, etc., de los circuitos
eléctricos ya sea de transmisión, sub transmisión y distribución tanto en
media como en baja tensión, por lo tanto sería una buena opción la
adquisición de este software para manejar todo el sistema Eléctrico de
ELEPCO y poder realizar una mejor planificación de su sistema para años
posteriores aprovechando las bondades del Programa.
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•
A futuro las Empresas Eléctricas Distribuidoras deben realizar mayores
inversiones
en la planificación de sus sistemas para mejorar sus
condiciones de operación, tanto en la parte técnica como en la económica,
como en este caso, se puede planificar el cambio de nivel de voltaje de
13.8 Kv a 22.8 Kv o 34.5 Kv lo que permitiría la reducción de pérdidas y la
optimización de la Calidad de Producto.
•
Si el Cantón La Mana, concesión de EMELGUR, llega a formar parte del
sistema occidental de la Empresa Eléctrica ELEPCO es importante que la
empresa realice una inspección general de los medidores de los abonados
ya que durante el desarrollo de este proyecto se pudo observar que existe
hurto de energía mediante puentes en los medidores e incluso debido a
acometidas directas desde las líneas de baja voltaje, por estos problemas
la empresa EMELGUR presenta un alto porcentaje de perdidas no técnicas
generando una gran cantidad de energía no facturada y provocando
pérdidas económicas muy cuantiosas.
•
Es importante considerar que el análisis económico está realizado para
condiciones económicas actuales que vive el país, por lo tanto para una
mejor apreciación de resultados es necesario considerar valores en tiempo
presente y luego estimarlos en tiempo futuro ya que la crisis económica
actual puede generar una variación de precios de los presupuestos
referenciales establecidos para los costos de inversión aumentando el
tiempo de recuperación de la misma.
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INGENIERÍA ELÉCTRICA
BIBLIOGRAFÍA
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Alimentador Primario De ELEPCO S.A – Ing. Freire Herrera Washington
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Riofrío, Carlos.- “Apuntes de sistemas de Distribución”, FIE, EPN, Quito
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
INGENIERÍA ELÉCTRICA
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Orejuela, Víctor.- “Distribución II”, Facultad de Ingeniería Eléctrica, EPN,
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•
Poveda, Mentor. - “ A New Method to Calculate Power Distribution Losses
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Transmission and Distribution Conference, 1999.
•
Apuntes de Clase de DISTRIBUCIÓN - Ing. Carlos Riofrio
•
Apuntes de clase de PROTECCIONES ELECTRICAS -
Ing. Antonio
Fonseca.
•
Información del Departamento de Planificación y Dirección Técnica de la
Empresa Eléctrica ELEPCO S.A.
•
Tutorial y Manual del Programa de Sistemas Eléctricos NEPLAN.