CD-2241.pdf
Anuncio
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por QUISPE TOAPANTA VICENTE JAVIER, bajo mi supervisión. ________________________ ING. MIGUEL LUCIO DIRECTOR DEL PROYECTO ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 9 10 10 11 12 14 14 15 15 19 21 21 23 23 24 24 24 25 26 27 27 28 30 31 31 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 43 44 45 45 48 50 50 53 55 55 58 59 62 62 62 63 65 68 69 71 72 76 79 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 88 88 89 89 89 91 93 94 97 97 98 98 99 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 102 102 103 103 106 106 107 111 114 114 115 115 115 116 116 116 117 117 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 128 131 131 132 132 133 133 CAPITULO 5: ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA 5.1 JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA 137 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPITULO 1 OBJETIVOS Y ALCANCE 1.1 INTRODUCCIÓN 1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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”. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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”. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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: ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA CAPITULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES GENERALES 6.2 CONCLUSIONES ESPECÍFICAS 6.3 RECOMENDACIONES ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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). ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • 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. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA BIBLIOGRAFÍA • Tesis: Cálculo De Pérdidas En Sistemas De Distribución Aplicación A Un Alimentador Primario De ELEPCO S.A – Ing. Freire Herrera Washington Rodrigo-2001 • Tesis: Estudio De Calidad De La Energía Eléctrica A Nivel De Usuario En El Primario 1 De La Subestación San Rafael De La Empresa Eléctrica Provincial De Cotopaxi (ELEPCO S.A) - Ing. Castillo Bustamante Julio Cesar - 2004 • Tesis: Comportamiento Del Primario “4” De La Subestación Lasso (13.8 Kv) De La Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi (ELEPCO S.A) - Ing. Santamaría Tipantasi Luis Enrique – Ing. Reina Molina Freddy Mauricio 2003 • Tesis: Planeamiento A Corto Plazo Del Sistema De Distribución Del Valle De Tumbaco – Ing. Mosquera Landeta ILmar Javier – Ing. Rosero Ayala Marco Enrique – 2003 • Poveda, Mentor.- “Planificación de Sistemas de Distribución”, FIE, EPN, Quito, 1987. • Westinghouse Electric Corporation.-“Distribution Systems”, Electric Utility Engineering Reference Book, Volume 3, East Pittsburgh, Pennsylvania, 1965. • REA. Rural Electrification Administration. - “Voltage Levels on Rural Distribution Systems”, Boletin de la REA 169-4, Departamento de Agricultura de USA, 1969. • Cooper Power Systems.- “Electrical Distribution System Proteccion”, Pittsburgh, USA, 3ª. Edicion, 1995. • Empresa Eléctrica Quito.- “Normas para Sistema de Distribución”, Partes A y B, Quito. • Riofrío, Carlos.- “Apuntes de sistemas de Distribución”, FIE, EPN, Quito 1997. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA ELÉCTRICA • Orejuela, Víctor.- “Distribución II”, Facultad de Ingeniería Eléctrica, EPN, Quito, 1984. • Poveda, Mentor. - “ A New Method to Calculate Power Distribution Losses en an Environment of high Unregistered Loads”, Presented to IEEE/PES 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.