CD-1176.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO ECUATORIANO UTILIZANDO EL SOFTWARE
NEPLAN.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ
DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA
DIRECTOR: DR. HUGO N. ARCOS M.
QUITO, NOVIEMBRE, 2007
II
DECLARACIÓN
Nosotros, GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES
SIMBAÑA, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra
autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
GUSTAVO R. SÁNCHEZ I.
DANIEL E. TATES S.
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por GUSTAVO RAFAEL
SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA, bajo mi
supervisión.
Dr. Hugo N. Arcos M.
DIRECTOR DE PROYECTO
IV
DEDICATORIA
El presente proyecto de titulación está dedicado a mi madre, quien ha sido el pilar
fundamental en la formación humana y profesional en mi vida, es la luz de mi
existir y el ejemplo a seguir, con su valentía y optimismo ante la adversidad me ha
enseñado que la esperanza es lo ultimo que se pierde y mas aun las ganas de
vivir, gracias madre mía por todo lo que me has dado. A mi familia, tíos, amigos,
compañeros y docentes que de una u otra manera me supieron guiar y apoyar en
los momentos difíciles de mi carrera finalmente a mi novia quien ha sido la
persona que me supo entender y me brindó toda su confianza para alcanzar mis
objetivos.
Gustavo S.
Este logro lo dedico de manera muy especial a mi madre que con su esfuerzo y
único apoyo me brindó la oportunidad de educarme y salir adelante. También a mi
esposa y a mi padre que en su momento supieron darme su apoyo, a mi hermana
por su paciencia, a mi tía Mercedes por sus sabios y valiosos consejos, a mi hija
Daniela Valentina que es una bendición y motivación para alcanzar esta meta y
continuar con mis otros sueños. Y como no hacerlo a todos mis amigos y
compañeros que supieron extenderme su mano y ayudarme, en especial a Raúl,
Rodrigo y Gustavo.
Daniel T.
V
AGRADECIMIENTOS
A Dios quien con su cuidado y bendición supo guiarnos para cumplir nuestros
objetivos.
Queremos expresar nuestros más sincero agradecimiento al Dr. Hugo N. Arcos M.
por el apoyo, guía y comprensión demostrada en la realización del presente
proyecto de titulación.
Al CONELEC, a la Dirección de Planificación, al Ing. Medardo Cadena y al Ing.
Diego Echeverría, por permitirnos el uso de la herramienta computacional
necesaria para la simulación y análisis del proyecto (NEPLAN) y por la ayuda
brindada.
AL CENACE, Área Post Operativa (DOP) y Dirección de Planificación (DPL) y a
TRANSELECTRIC, departamento de Protección y Control de Operación y
Mantenimiento, por facilitar la información de operación, falla y mantenimiento de
los elementos del SNI, necesaria para la elaboración de la base de datos
estadística.
A la Escuela Politécnica Nacional, a la Carrera de Ingeniería Eléctrica, por los
conocimientos impartidos a lo largo de nuestra formación profesional en esta
valiosa institución.
Gustavo S. y Daniel T.
VI
CONTENIDO
CARÁTULA……………………………………………………………………………….I
DECLARACIÓN………………………………………………………………………….II
CERTIFICACIÓN………………………………………………………………………...III
DEDICATORIA…………………………………………………………………………..IV
AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………….V
CONTENIDO ......................................................................................................... VI
ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XIII
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XV
RESUMEN .......................................................................................................... XVI
PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII
CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1
1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.1
OBJETIVOS ............................................................................................. 3
1.1.1
OBJETIVO GENERAL .................................................................. 3
1.1.2
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................... 3
1.2
ALCANCE ................................................................................................ 4
CAPÍTULO II .......................................................................................................... 6
2
FUNDAMENTO TEÓRICO.............................................................................. 6
2.1
INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 6
2.2
DEFINICIONES........................................................................................ 7
2.3
METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD.................... 9
2.3.1
ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN
PRECISA DEL PROBLEMA A RESOLVER. ..................................... 9
2.3.2
DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA ....... 10
2.3.3
MODELACIÓN MATEMÁTICA .................................................... 11
2.3.4
DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE
CÁLCULO APROPIADOS ............................................................... 11
VII
2.3.5
2.4
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ................. 12
DESCRIPCIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE COMPONENTES............. 12
2.4.1
COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR
FALLA ............................................................................................. 13
2.4.2
COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y
MANTENIMIENTO .......................................................................... 20
2.5
PROCESOS RENOBABLES .................................................................. 24
2.6
CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ........................................................... 30
2.6.1
DEFINICIÓN DE LOS COMPONENTES Y CONDICIONES DE
CONTORNO PARA EL CÁLCULO ................................................. 31
2.6.2
PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO ............................................ 32
2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos ........................................ 32
2.6.2.2 Procedimientos analíticos ........................................................... 33
2.7
CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN ............................ 33
2.7.1
INDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 33
2.7.1.1 FOR ( Proporción de salida forzada) ........................................... 33
2.7.1.2 EFOR(Proporción de salida forzada equivalente) ....................... 34
2.7.1.3 Disponibilidad .............................................................................. 34
2.7.1.4 Disponibilidad para generadores ................................................. 35
2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores ................................................. 35
2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores ............................. 36
2.8
CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ................................. 36
2.8.1
ÍNDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 36
2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión ................................... 36
2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores ........................................... 37
2.8.1.3 Disponibilidad para reactores ...................................................... 37
2.8.1.4 Tasa de fallas .............................................................................. 38
2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión ................................... 38
2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores ........................................... 38
2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores ...................................................... 39
2.8.1.8 Tiempo medio de reparación ....................................................... 39
2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión ............... 39
2.9
GENERACIÓN COMPUESTA Y CONFIABILIDAD EN
VIII
TRANSMISIÓN ...................................................................................... 40
2.9.1
EL CRITERIO (n-1) ..................................................................... 41
2.9.2
íNDICES DE CONFIABILIDAD ................................................... 42
2.9.3
DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS .................................................... 45
2.10
CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD .......................................................... 45
2.10.1
DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE
CARGA A SER CONSIDERADOS .................................................. 46
2.10.2
DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ................... 46
2.10.3
ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA .............................................. 46
2.10.4
SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA............................................ 46
2.10.5
ACCIONES CORRECTIVAS ....................................................... 47
2.10.6
CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD............................ 48
CAPÍTULO III ....................................................................................................... 49
3
METODOLOGÍA ........................................................................................... 49
3.1
CONSIDERACIONES GENERALES ..................................................... 49
3.2
RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN ............................................... 50
3.2.1
CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 51
3.2.2
BASE DE DATOS PARA GENERADORES ................................ 51
3.2.3
BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE
TRANSMISIÓN ............................................................................................. 55
3.2.3.1 Transformadores ......................................................................... 55
3.2.3.2 Líneas de transmisión ................................................................. 60
3.2.3.3 Barras del SNI ............................................................................. 66
3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES
DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL SOFTWARE NEPLAN .... 74
3.3.1
CONSIDERACIONES GENERALES .......................................... 74
3.3.2
CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 75
3.3.3
ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN............................. 76
3.3.3.1 Modelo de Red ............................................................................ 77
3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores ................ 77
3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga........................... 78
IX
3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga ..................................................... 78
3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos ...................................... 78
3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema .......................................................... 79
3.3.3.5 Modelo de carga.......................................................................... 79
3.3.3.6 Modelo de generador .................................................................. 79
3.3.4
SECUENCIA DE OPERACIONES EJECUTADAS DURANTE EL
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD ..................................................... 80
3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla ....................................... 81
3.3.4.2 Análisis de efecto de falla ............................................................ 82
3.3.5
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ......................... 82
3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red ..... 84
3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades
Generadoras ............................................................................ 85
3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores ....... 86
3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas ........................ 87
3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras ........................ 88
3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores .............. 89
3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas ....................... 90
3.3.5.2 Parámetros de cálculo ................................................................. 91
3.3.5.2.1 Opción de menú General ......................................................... 92
3.3.5.2.2 Opción de menú Modelos de falla ........................................... 93
3.3.5.2.3 Opción de menú Límites de cargabilidad ................................. 94
3.3.5.2.4 Opción de menú Características de carga ............................... 94
3.3.5.2.5 Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad ................... 96
3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad ............................................................. 96
CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 97
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL
SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN
EN EL PROGRAMA NEPLAN .......................................................................... 97
4.1
INTRODUCCION ................................................................................... 97
4.2
CONSIDERACIONES PARTICULARES ................................................ 98
X
4.3 INGRESO DE LA CURVA DE CARGA DIARIA CARACTERÍSTICA DEL
SISTEMA ................................................................................................... 98
4.4
CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ............... 99
4.4.1
OPCIONES DE FILTRO .............................................................. 99
4.4.2
RESULTADOS EN NEPLAN ..................................................... 103
4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN PREVIA A LA
OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD............................. 104
4.6
ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................. 104
4.6.1
RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO
2007 PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA ... 105
4.6.1.1 Índices por carga ....................................................................... 106
4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla....................................... 107
4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 108
4.6.1.3.1 Caso C_Jivino....................................................................... 113
4.6.1.3.2 Caso C_ EMELRIOS_BAB ................................................... 115
4.6.1.3.3 Caso C_ EMEPE_POS ......................................................... 117
4.6.1.3.4 Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS ...................... 118
4.6.2
RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO
2012 PERÍODO DE MÁXIMO DEMANDA HIDROLOGÍA SECA .. 121
4.6.2.1 Índices por carga ....................................................................... 122
4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla .......................................... 123
4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 124
4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012
MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD ..................................................................................... 125
4.7.1
ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007
Y 2012. ...................................................................................... 126
4.7.2
EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................... 128
CAPÍTULO V ...................................................................................................... 130
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 130
5.1
CONCLUSIONES ................................................................................ 130
5.2
RECOMENDACIONES ........................................................................ 131
XI
CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 133
6
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 133
ANEXOS ............................................................................................................ 136
ANEXO 1 ............................................................................................................ 137
TABLA 1: DATOS GENERADORES ............................................................................................................. 137
TABLA 2: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230 KV............................................................................. 140
TABLA 3: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 138 KV............................................................................. 142
TABLA 4: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 69 KV............................................................................... 144
TABLA 5: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 230 KV 3 DEVANADOS ................................................ 145
TABLA 6: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 138 KV 3 DEVANADOS ................................................ 146
TABLA 7: DATOS DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS ....................................................... 147
TABLA 8: DATOS DE BARRAS A 230 KV .................................................................................................... 150
TABLA 9: DATOS DE BARRAS A 138 KV ................................................................................................... 151
TABLA 10: DATOS DE BARRAS A 69 KV .................................................................................................... 153
ANEXO 2: ........................................................................................................... 155
TABLA 1: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2007....................................................................... 155
TABLA 2: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2007 ...................................... 157
FIGURA 1: FRECUENCIA DE FALLA – AÑO 2007....................................................................................... 157
FIGURA 2: TIEMPO DE FALLA – AÑO 2007 ................................................................................................ 158
FIGURA 3: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2007 ............................................................................. 158
FIGURA 4: COSTOS – AÑO 2007................................................................................................................. 159
TABLA 3: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2012....................................................................... 159
TABLA 4: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2012 ..................................... 161
FIGURA 6:TIEMPO DE FALLA – AÑO 2012 ................................................................................................. 162
FIGURA 7: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2012 ............................................................................. 163
FIGURA 8: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2012 ............................................................................. 163
ANEXO 3: ........................................................................................................... 164
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA
SECA ................................................................................................................. 164
XII
ANEXO 4: ........................................................................................................... 165
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA
SECA ................................................................................................................. 165
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable .................... 13
FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t) ....... 15
FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables .................. 18
FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente ................ 21
FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas ........... 23
FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados ............................................... 25
FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t) .............. 26
FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F) .................................................................. 28
FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo ............. 81
FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............................................ 83
FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............. 84
FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica............................................. 85
FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores ................................................. 86
FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas ................................................................. 87
FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras) .................................................... 88
FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores ........................................................ 89
FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga .................................................................. 91
FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad .......................................................... 92
FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga ................. 95
FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad. ............................................................... 96
FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema ............................. 99
FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro –
Fallas simples. .............................................................................. 100
FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad ............................ 102
FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN................... 104
FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla. ............................................... 109
FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla. ....................... 110
FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla ............................. 111
FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de
falla ............................................................................................... 112
XIV
FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV .................................... 114
FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO ............................ 115
FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito
(L_MIL_BAB).............................................................................. 116
FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito
(L_MIL_BAB) y transformador adicional..................................... 117
FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS . 118
FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador
adicional ..................................................................................... 119
FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada ....... 120
FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador
adicional ..................................................................................... 121
FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema. ............................... 126
FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad. ........................ 128
XV
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento
de componentes no reparables. ........................................................ 17
TABLA 3.1 Índices Internacionales. ..................................................................... 76
TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SNI. ............. 95
TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema ................. 100
TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas .................... 103
TABLA 4.3. Índices de carga del sistema ........................................................... 106
TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga. ......................... 107
TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 107
TABLA 4.6: Índices de carga del sistema ........................................................... 122
TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga. ................................. 123
TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 123
TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos
escenarios. ...................................................................................... 127
TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada................................................ 129
XVI
RESUMEN
El objetivo del presente proyecto es la determinación de índices de confiabilidad
del Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante la utilización del programa
computacional NEPLAN.
Se presentan los fundamentos teóricos para la evaluación de la confiabilidad en
sistemas eléctricos de potencia, en primer lugar se elabora una base de datos de
los elementos del sistema nacional interconectado que contiene las estadísticas
de la operación, falla y mantenimiento de los elementos.
En segundo lugar se efectúa un tratamiento de la base estadística elaborada para
tomar los datos necesarios que requiere el programa NEPLAN para la modelación
de los elementos del SNI y la simulación respectiva.
Posteriormente se presentan los resultados de la simulación para el período de
máxima demanda e hidrología seca correspondiente al año 2007, con los que se
procede a realizar el análisis para verificar el nivel de confiabilidad que posee el
sistema nacional interconectado SNI.
Finalmente se efectúa una simulación del SNI para el período de máxima
demanda e hidrología seca correspondiente al año 2012 con la finalidad de
proceder a la validación de las alternativas de expansión del SNI a través de los
índices de confiabilidad resultantes.
XVII
PRESENTACIÓN
La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en
producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo
requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad.
En los sistemas eléctricos de potencia, la confiabilidad se encuentra íntimamente
relacionada con la continuidad de servicio. Tener una adecuada seguridad,
calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo cual implica
numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema, específicamente en
cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento al mínimo costo con
aceptables niveles de confiabilidad, garantizando el suministro de energía
eléctrica.
El desarrollo de este proyecto de titulación se llevó a cabo en coordinación con la
Dirección de Planificación del CONELEC y el Departamento de Planificación del
CENACE. El software empleado (NEPLAN) fue facilitado por la Dirección de
Planificación del CONELEC.
En el presente trabajo de investigación se realiza un análisis de confiabilidad del
Sistema Nacional Interconectado mediante el uso de una herramienta
computacional, el software NEPLAN, en el que se consideran tanto el sistema de
generación como el de transmisión, se realiza un análisis considerando dos
escenarios, el primero para el año 2007 y el segundo para el año 2012, ambos
considerando condiciones de hidrología seca.
Los resultados obtenidos, contienen la información que posibilita saber en qué
niveles de confiabilidad se encuentra el Sistema Nacional Interconectado, así
como permite realizar un análisis técnico y económico para la validación de
planes de expansión.
1
CAPÍTULO I
1 INTRODUCCIÓN
La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en
producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo
requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad. Los
requisitos de calidad técnica están dados por límites admisibles de tensión y
frecuencia, el nivel de confiabilidad se mide a través de la continuidad del servicio.
En general realizar el estudio de sistemas considerándolos como una entidad
completa permite un análisis con mejores resultados de confiabilidad, pero la
complejidad de los SSEE introduce la necesidad de subdividirlos en partes a ser
analizadas en forma separada. Por tal razón en este trabajo se analizará la
confiabilidad de dos de sus subsistemas conjuntamente, el “Sistema de
Generación” y el “Sistema de Transmisión”.
La función de los sistemas de generación eléctrica es el convertir cierto tipo de
energía primaria en energía eléctrica, la cual es aprovechada por el consumidor
según sus requerimientos. De esta manera se establece que es responsabilidad
del sistema de generación el mantener el balance entre generación y demanda,
en cada instante de tiempo.
Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,
con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la
transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los
centros de carga.
La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía
para transportarla y satisfacer a los puntos de carga. El análisis de confiabilidad
incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del suministro.
2
El Sistema Nacional de Generación junto con el Sistema Nacional de Transmisión
representados a través del Sistema Nacional Interconectado (SNI), requieren un
análisis de confiabilidad con el objeto de determinar en qué niveles de
confiabilidad se encuentra operando actualmente, qué niveles de energía no
suministrada posee, para de esta manera proceder a la validación de alternativas
de planes de expansión, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el
suministro de energía eléctrica.
Es por eso que se ha optado por realizar un análisis de confiabilidad que
considere tanto el sistema de Generación como la Red de Transmisión del
Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante el uso de una herramienta
computacional, en este caso el software NEPLAN que permite establecer los
índices de confiabilidad del sistema y los correspondientes niveles de energía no
suministrada, parámetro necesario para el estudio de planes de expansión de
sistemas eléctricos permitiendo mantener niveles de confiabilidad deseados.
3
1.1 OBJETIVOS
1.1.1
OBJETIVO GENERAL
Determinar los índices de confiabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano en base
a un estudio de confiabilidad que considere tanto el sistema de Generación como
la Red de Transmisión del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
1.1.2
•
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Levantamiento de una base de datos que contenga las estadísticas de
operación, falla y mantenimiento de los principales elementos de la red del
Sistema Nacional Interconectado.
•
Modelación de un Sistema Eléctrico de Potencia en el programa Neplan
para la realización de estudios de Confiabilidad en los que se considere
tanto el Sistema de Generación como el de Transmisión.
•
Comparación de alternativas de planes de expansión mediante la
determinación de índices de confiabilidad en cada uno de los casos.
4
1.2 ALCANCE
Mediante inferencia estadística se realizará el levantamiento de una base de
datos referida a la operación, falla y mantenimiento de los principales elementos
del Sistema de Generación y Transmisión. La información utilizada para este
efecto provendrá de la Dirección de Operación del Centro Nacional de Control de
Energía “CENACE” y del departamento Protección y Control de Operación y
Mantenimiento de la Empresa Nacional de Transmisión “TRANSELECTRIC S.A.”
para los años 2001-2006.
El análisis de confiabilidad del sistema considera dos escenarios: el primero
correspondiente al año 2007 período de demanda máxima e hidrología seca y el
segundo para el año 2012 período de demanda máxima e hidrología seca, esto
debido a que actualmente el SNI se encuentra operando la mayor parte del año
en condiciones de hidrología seca, además en el período de demanda máxima e
hidrología seca se encuentra operando el parque térmico disponible casi en su
totalidad y también podemos mencionar que al realizar la base estadística de
operación, falla y mantenimiento existen una gran cantidad de fallas relacionadas
con el período mencionado. Para el año 2007 se trató de adaptar el diagrama
unifilar a la realidad existente, para el año 2012 se tomo como referencia el plan
de expansión proporcionado por el CONELEC para este año. En el caso de los
elementos que no poseen información de operación, falla y mantenimiento se los
consideró ideales en algunos casos, o se tomó información de elementos que se
encuentren cercanos o en la misma zona y en el caso de otros se tomó valores
internacionales. Tener conocimiento del comportamiento probabilístico de cada
uno de los elementos del sistema de generación y transmisión, permitirá evaluar
el nivel de confiabilidad del suministro de energía eléctrica para las diferentes
áreas del SNI.
La información resultante de la base de datos creada a partir del tratamiento
histórico de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI, será
previamente preparada según lo requiera el Programa NEPLAN para estudios de
5
confiabilidad. Con ello se garantiza resultados que reflejen el comportamiento del
SNI.
Los resultados obtenidos del programa permitirán realizar el análisis del valor
esperado de energía no suministrada con lo que se procederá a la validación de
alternativas de planes de expansión.
La evaluación de alternativas de Planes de Expansión, requiere de criterios que
permitan realizar una adecuada comparación técnico-económica. El cálculo de
índices de confiabilidad se constituye como una alternativa válida para realizar
dicha validación permitiendo además diferenciar aquellas áreas del sistema que
requieren un reforzamiento en sus redes de transmisión.
6
CAPÍTULO II
2 FUNDAMENTO TEÓRICO
2.1 INTRODUCCIÓN
Producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores, es una de las principales funciones de un
sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE). Debiendo tener en cuenta
valores admisibles de tensión y frecuencia así como la continuidad del servicio.
El incremento en el tamaño y complejidad de los sistemas ha conducido a un
interés creciente por los modelos y procedimientos de cálculo para evaluaciones
cuantitativas de confiabilidad. En general realizar el estudio de sistemas
considerándolos como una entidad completa permite una evaluación de
confiabilidad de alta fidelidad, pero la complejidad de los SSEE introduce la
necesidad de subdividirlos en partes a ser analizadas en forma separada. En los
SSEE los principales subsistemas son los de generación, los de transmisión, las
subestaciones y los sistemas de distribución.
En este capítulo se hace referencia a los principales conceptos manejados en
confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia dando énfasis a los términos de
confiabilidad usados para el sistema de generación y transmisión.
7
2.2 DEFINICIONES[14]
Los términos relacionados con los estudios de confiabilidad de sistemas de
suministro de energía eléctrica son los siguientes:
Confiabilidad: Es la habilidad del sistema para proveer energía eléctrica a los
puntos de utilización en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad
y seguridad. La confiabilidad de sistemas de suministro de energía eléctrica
puede ser descrita a través de los siguientes atributos esenciales:
Adecuación: Es el análisis estático del sistema y valora la existencia de
suficientes instalaciones de transmisión y generación para atender la
demanda presente y futura del sistema, respetando los límites técnicos de
los componentes y teniendo en cuenta las salidas de servicio planificadas e
imprevistas de componentes.
Seguridad: La seguridad es la habilidad de un sistema para responder al
impacto de disturbios repentinos y corresponde a un análisis dinámico. Un
aspecto importante de la seguridad se caracteriza a través de la integridad,
definida como la capacidad de preservar la operación interconectada en
caso de ocurrencia de contingencias severas.
Integridad: Es la capacidad de un sistema para preservar la operación
interconectada.
Calidad: La calidad técnica de un sistema está relacionada con valores
dados por límites admisibles de tensión y frecuencia.
Sistema: Es un grupo de componentes vinculados con determinada configuración
para cumplir una función especificada.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
8
Componente: Es un ítem con una función operativa determinada que se
considera como una unidad a los fines del análisis de datos de fallas y de la
modelación desde el punto de vista de la confiabilidad.
Estado: Es la condición en que se encuentra un conjunto de atributos en un
instante determinado.
Disponibilidad: Aplicado a componentes individuales o a sistemas, es el estado
en cual el sistema o componente se encuentra satisfactoriamente en
funcionamiento o en servicio.
Estado de disponibilidad: Es la condición de un componente cuando es capaz
de realizar las funciones de él requeridas.
Estado en servicio: El componente se encuentra disponible, energizado y
conectado al sistema.
Estado fuera de servicio o de indisponibilidad: Es el estado de un componente
caracterizado por su incapacidad para realizar las funciones requeridas.
Estado fuera de servicio parcial: Es el estado de un componente energizado
pero que no realiza algunas de sus funciones en el sistema.
Estado con capacidad disminuida: Es el estado de un componente que puede
ser puesto en servicio y realizar sus funciones pero no es capaz de operar con su
capacidad nominal.
Salida de servicio planificada: Salida de servicio para inspección, pruebas o
mantenimiento.
Salida de servicio no planificada: Toda salida de servicio no programada
previamente.
9
Salida de servicio forzada: Salida de servicio que no puede ser diferida.
Salida de servicio no planificada diferible: Salida de servicio no planificada
que puede ser diferida para realizar maniobras o transferencia de carga.
Salida de servicio de causa común: Salida de servicio de dos o más
componentes causada por un único incidente, no siendo la salida de un
componente causa de la salida de otro componente.
Perturbación: Evento que provoca variaciones en frecuencia, tensiones y/o
corrientes.
Falla: Evento con el que termina la capacidad de un componente para realizar su
función.
Carga no suministrada: Potencia de carga no abastecida debido a salidas de
servicio en el sistema de generación o transmisión.
2.3 METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD[14]
Las principales consideraciones a tomar en cuenta en cualquier estudio de
confiabilidad de un sistema eléctrico son:
2.3.1
ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN PRECISA
DEL PROBLEMA A RESOLVER.
El objeto de este análisis es la determinación de qué y por qué se debe investigar.
Comprende el estudio exhaustivo de los procesos, comportamientos e
interdependencias que se presentan en la realidad. Generalmente resulta
necesario descomponer la instalación o sistema a estudiar en componentes con
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
10
determinadas vinculaciones entre sí. El grado necesario de desagregación
depende del problema a resolver. Una vez definidos los componentes deben
precisarse sus límites y condiciones de contorno.
Completada esta etapa puede definirse con exactitud qué problema aparece
como factible de resolver, qué aspectos no podrán ser investigados y qué
hipótesis simplificativas serán necesarias.
2.3.2
DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA
La base para cualquier estudio de sistemas técnicos es el conocimiento de los
datos que describen al sistema con sus componentes y condiciones de contorno.
Los datos se obtienen a partir de la observación del comportamiento de
componentes y sistemas en el pasado, resultando parámetros afectados de
incertidumbres debido a la limitación de las muestras disponibles.
En el caso de los sistemas eléctricos y debido a la gran confiabilidad de sus
componentes, es necesario evaluar la mayor cantidad de datos posible en forma
conjunta para asegurar la representatividad de las estadísticas de fallas y
disminuir las incertidumbres. Para incrementar la cantidad de datos se recurre a
una de las siguientes posibilidades:
•
Recolección y evaluación en forma conjunta de los datos de la mayor
cantidad posible de componentes que de acuerdo a criterios determinados
pueden considerarse del mismo tipo.
•
Incrementar el tiempo de observación del comportamiento del componente
tratado.
11
Ambas posibilidades pueden considerarse como equivalentes (principio ergódico).
En ambos casos debe tenerse en cuenta que los datos a evaluar en forma
conjunta satisfagan los requerimientos de homogeneidad de las muestras.
El problema de la inseguridad de los datos históricos, que se debe a las
cantidades finitas de muestras disponibles para su estimación, merece especial
atención en la evaluación de los datos históricos y en los cálculos posteriores.
2.3.3
MODELACIÓN MATEMÁTICA
Se realiza un proceso de abstracción que tiende a reemplazar el sistema real por
un modelo matemático que describe sus propiedades y comportamiento,
posibilitando el posterior cálculo numérico, se busca garantizar una alta
correlación entre los resultados del estudio (simulación) y el comportamiento real
del sistema. Sin importar que se apliquen las metodologías más poderosas o el
software más sofisticado para estudiar la confiabilidad a nivel de sistema, la
calidad de los resultados y por lo tanto el riesgo de su utilización, depende del
modelamiento de los componentes.
2.3.4
DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO
APROPIADOS
Con el objeto de determinar las magnitudes que describen el comportamiento del
sistema, se recurre en general a herramientas matemáticas conocidas realizando
las modificaciones y desarrollos adicionales que el problema concreto a resolver
requiera.
El criterio para la selección de los procedimientos de cálculo a utilizar es sobre
todo la exactitud de los resultados, sin olvidar que ella está fuertemente
condicionada por la exactitud de los datos disponibles y de los modelos
12
matemáticos. Una restricción adicional está dada por los requerimientos de
tiempo de cálculo vinculados con cada procedimiento.
2.3.5
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
La resolución de problemas de ingeniería es el análisis técnico-económico de los
resultados obtenidos en relación con:
•
La estimación del comportamiento futuro del sistema.
•
La influencia de determinadas variables sobre los resultados.
•
La comparación de las variantes propuestas en un proceso de
planificación.
En el caso aquí tratado deben tenerse en cuenta los siguientes objetivos
fundamentales:
•
Maximizar la confiabilidad del sistema.
•
Determinar puntos débiles del sistema que exigen un refuerzo desde el
punto de vista de la confiabilidad.
•
Minimizar los costos del sistema.
2.4 DESCRIPCIÓN
DE
LA
CONFIABILIDAD
DE
COMPONENTES[14]
El desempeño en cuanto a confiabilidad de los componentes de un sistema
eléctrico depende de las características propias del componente (diseño,
fabricación y edad) y de condiciones locales como el medio ambiente y las
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
13
prácticas operativas y de mantenimiento (O&M), las cuales a su vez dependen de
la infraestructura, logística, tecnología, nivel de entrenamiento etc. Por lo tanto, la
información a ser utilizada para construir los modelos de los componentes del
sistema, debe ser real, es decir, colectada del sistema bajo estudio.
Aunque en la técnica siempre hay entre la ocurrencia de un determinado
fenómeno y sus causas una relación causa-efecto perfectamente definida, debido
a la complejidad de estas relaciones y al conocimiento incompleto de las mismas
no es posible prever con exactitud su comportamiento futuro.
La teoría de probabilidades ofrece la posibilidad de determinar funciones y
parámetros
útiles
para
describir
cuantitativa
y
objetivamente
dicho
comportamiento.
2.4.1
COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR
FALLA
Los componentes de sistemas eléctricos están sujetos a mantenimiento
preventivo y son reparados en casos de defecto, con el objeto de simplificar el
análisis, en una primera aproximación se supondrá que no tiene lugar ningún tipo
de reparación.
Suponiendo que el componente sólo puede encontrarse en uno de los estados
operación O o falla F, se tiene el siguiente diagrama de estados y transiciones
posibles entre estados.
FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable
14
Si en el instante t = 0 un componente entra en operación, es de esperar, debido a
su limitada vida útil, que para cierto valor t ≥ 0 saldrá de servicio por falla.
Definiendo la variable aleatoria tiempo de operación To, se puede describir el
comportamiento del componente a través de alguna de las siguientes funciones:
Función de falla Q(t), da la probabilidad de que como máximo hasta el tiempo t
el componente falle
Q(t ) = Pr(T0 ≤ t )
[2.1]
Función confiabilidad R(t), también llamada función de supervivencia, que da
la probabilidad de que el componente supere el tiempo de operación t
R(t ) = Pr(T0 > t )
[2.2]
Tal como se desprende de las Ec. [2.1] y [2.2] estas funciones son
complementarias, es decir
R (t ) = 1 − Q (t )
[2.3]
Densidad de probabilidad de falla f(t), es la función densidad de probabilidad
correspondiente a la distribución de probabilidad de falla Q(t) y da la probabilidad
de que la falla del componente se produzca en el intervalo [ t , t+∆t].
f (t ) = −
dR
dt
[2.4]
Inversamente:
t
Q(t ) = ∫ f (τ )·dτ
0
Q (∞ ) = 1
[2.5]
15
Tasa de fallas λ(t), da la probabilidad de que el componente falle en el intervalo
[t, t+∆t] bajo la condición de que el mismo se encuentre todavía en operación en el
instante t. Para la deducción de la expresión de la función λ (t ) se analizará el
proceso estocástico de la Figura 2.2.
a)
b)
X(t)
O
X(t)
O
F
t
t’
F
t+∆t
t’ t
t+∆t
t
t
X(t)=O: Operación
X(t)=F: Falla
FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t)
Para el cálculo de la probabilidad de que el componente se encuentre en el
estado F en el instante [t+∆t]se distinguirán dos casos:
a) el componente falla en el intervalo [t, t+∆t]
b) el componente falla antes de t
Con t' se designa el instante en que se produce la falla. En el caso a) vale:
a
Pr( F , t + ∆t ) = Pr(O, t ). Pr(OF , t ≤ t ' ≤ t + ∆t | t )
[2.6]
Pr(OF) es la probabilidad de falla en el intervalo [t, t+∆t] bajo la condición de que
el componente se halle en operación en el instante t.
En el caso b) el estado F en t+∆t es un evento seguro:
16
b
Pr( F , t + ∆t ) = Pr( F , t )
[2.7]
La probabilidad total del estado F para t+∆t es :
Pr( F , t + ∆t )= a Pr( F , t + ∆t )+ b Pr( F , t + ∆t )
[2.8]
Pr( F , t + ∆t ) = Pr(O, t ). Pr(OF , t ≤ t ' ≤ t + ∆t | t ) + Pr( F , t )
[2.9]
1
Pr( F , t + ∆t ) − Pr( F , t ) Pr(OF , t ≤ t ' ≤ t + ∆t | t )
.
=
Pr(O, t )
∆t
∆t
[2.10]
1
Pr( F , t + ∆t ) − Pr( F , t )
Pr(OF , t ≤ t ' ≤ t + ∆t | t )
. lim ∆t →0
= lim ∆t →0
[2.11]
Pr(O, t )
∆t
∆t
El miembro de la derecha de la ecuación [2.11] se denomina tasa de fallas λ (t ) y
tiene la dimensión [t ] . De la ecuación anterior se obtiene
−1
λ (t ) =
d Pr( F , t )
1
dt
Pr(O, t )
[2.12]
Y considerando que:
Pr(O, t ) = Pr(T0 > t ) = R (t )
Pr( F , t ) = Pr(T0 ≤ t ) = Q(t )
se obtiene
λ (t ) =
1 d Q(t )
1
d Q(t ) f (t )
=
=
R (t ) dt
1 − Q(t ) dt
R (t )
[2.13]
17
Las cuatro funciones definidas en lo que precede, R(t), Q(t), f(t) y λ(t) contienen la
información completa sobre la distribución de los tiempos de operación, es decir
que describen completamente la variable aleatoria T0 . La Tabla 2.1 indica las
relaciones existentes entre estas cuatro funciones.
TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento de
componentes no reparables.
R(t)
f(t)
λ(t)
1 − Q (t )
d Q(t )
dt
1 d Q(t )
1 − Q(t ) dt
Q(t)
Q(t)
1 − R(t )
R(t)
t
f(t)
−
∫ f (τ )dτ
0
d R(t )
dt
−
1 d R(t )
R(t ) dt
f (t )
∞
∫ f (τ )dτ
t
∫ f (τ )dτ
t
0
t
λ(t)
1− e
0
t
t
∫
∫
− λ (τ ) dτ
− λ (τ ) dτ
e
0
λ (t ). e
∫
− λ (τ ) dτ
0
En muchos casos es posible trabajar en forma más simple con parámetros de
estas distribuciones, siendo el valor esperado del tiempo de operación E(T0) el
más importante de ellos.
∞
E (T0 ) = ∫ t f (t )dt
[2.14]
0
t
E (T0 ) = lim t →∞ [−tR (t ) | + ∫ R(t )dt
t
0
0
∞
E (T0 ) = ∫ R(t )dt
0
[2.15]
18
En el caso tratado hasta ahora, componentes no reparables, E(T0) representa la
vida media.
Para la determinación práctica de las funciones arriba tratadas se somete un
colectivo representativo de componentes a una prueba de duración, registrando la
cantidad nF(t) de unidades que fallan en el instante t. Siendo n la cantidad de
unidades observadas, se tiene:
∧
Q(t ) =
∧
λ (t ) =
n F (t )
= Pr(T0 ≤ t )
n
[2.16]
∆n (t )
1
. F
n − n F (t ) ∆t
[2.17]
La tasa de fallas λ(t) puede estimarse fácilmente a través de la cantidad ∆nF(t) de
unidades que fallan en el intervalo [t,t+∆t] referida a la cantidad de unidades
todavía en servicio en el instante t y al periodo de tiempo ∆t.
En general para componentes no reparables se tiene una curva característica de
la tasa de fallas λ(t) en función del tiempo como muestra la Figura 2.3.
FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables
19
La duración de los tiempos T1 , T2 , T3 es distinta según los tipos de componentes,
pero en general pueden darse los siguientes valores:
dλ (t )
<0
dt
Causas: defectos de material, construcción, acabado, montaje, etc.
0 < T1 < 0.5........2 años
Fallas tempranas:
λ (t ) ≅ cte
Fallas aleatorias:
Causas: en general influencias exteriores (errores de maniobra, sobrecargas,
factores climáticos)
0.5....... 2 años ≤ T2 ≤ 5........50 años
dλ (t )
>0
dt
Causas: envejecimiento de materiales, desgaste, fatiga
T3 > 5....... 50 años
Fallas por envejecimiento o desgaste:
Un comportamiento tal como el de la Figura 2.3 puede ser descrito mediante la
distribución de Weibull, cuyos parámetros λ y β se determinan de la siguiente
manera:
F ( x, λ , β ) = 1 − e
 x
 
λ
− β 
[2.18]
La función de densidad de probabilidad es:
 x
− 
λ
f ( x, λ , β ) = λ x λ −1e  β 
β
λ
[2.19]
Cuando λ = 1 la distribución de Weibull devuelve la distribución exponencial con:
λ=
1
β
[2.20]
Los distintos períodos en la Figura 2.3 pueden ser modelados variando los valores
del parámetro de forma β :
20
•
β < 1: fallas tempranas
•
β = 1: fallas aleatorias
•
β > 1: fallas por envejecimiento
Para modelar la fase de fallas aleatorias se implementa la función exponencial
debido a que su característica principal es precisamente la constancia de la tasa
de fallas.
λ (t ) = cte
[2.21]
f (t ) = λ ·e − λt
[2.22]
Q(t ) = 1 − e − λt
[2.23]
∞
E (TO ) = ∫ t ·e −λt ·dt =
0
1
λ
[2.24]
Debido a la simplicidad del tratamiento matemático de esta función, ya que queda
completamente definida a través del valor esperado E(To), la distribución
exponencial tiene gran importancia en la teoría de confiabilidad.
2.4.2
COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
La hipótesis realizada en el punto anterior de que los componentes no son
reparables no corresponde en general a la realidad en los sistemas de suministro
de energía eléctrica. Se deben considerar los siguientes tipos de actividad:
REPARACIÓN, comprende las tareas a realizar para restablecer el estado de
disponibilidad de un componente luego de una falla. Si se tiene en cuenta que el
instante en que se produce una falla no es conocido de antemano y que la
21
duración TF de la reparación es dependiente del tipo de falla, de la magnitud de
los daños, de los requerimientos de personal y del material para llevarla a cabo,
etc., se tiene que el estado reparación o falla es también de carácter estocástico.
Es decir que la duración TF debe considerarse como una variable aleatoria.
Para el proceso de reparación se tiene el diagrama de estados de la Figura 2.4.
FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente
La variable aleatoria TF puede describirse en forma totalmente análoga a T0 a
través de:
Función de reparación M(t), representa la probabilidad con la cual el
componente a más tardar luego del tiempo t está reparado.
M (t ) = Pr (TF ≤ t )
[2.25]
Densidad de probabilidad de reparación m(t), representa la probabilidad de
que una reparación sea completada en el intervalo [t, t+∆t]
M (t + ∆t ) − M (t ) dM (t )
=
∆t →0
∆t
dt
m(t ) = lím
[2.26]
[m (t )] = [t ]−1
t
M (t ) = ∫ m(τ )·dτ
0
[2.27]
22
M (∞ ) = 1
[2.28]
Tasa de reparación µ(t), es la probabilidad condicional referida al intervalo de
tiempo [t, t+∆t], de que la reparación se complete en dicho intervalo, bajo la
condición de que para t todavía no se había completado. La función µ(t) puede
deducirse en forma completamente análoga a la función λ(t).
µ (t ) =
1
dM (t )
·
1 − M (t ) dt
[2.29]
[ µ (t )] = [t ]−1
El valor esperado del tiempo de reparación E(TF), que es un valor que se
encuentra distribuido exponencialmente, si se asume que los tiempos se repiten,
como t, se puede calcular el valor esperado E el que está dado por:
t
E (TF ) = ∫ t ·m(τ )·dτ
[2.30]
0
Para variable aleatoria con una distribución exponencial TF vale:
E (TF ) =
1
µ
[2.31]
MANTENIMIENTO, comprende las tareas necesarias para conservar el estado de
disponibilidad del componente a través de vigilancia (inspección, medición,
pruebas) así como cambio preventivo de partes de la instalación.
Para conservar los componentes en condiciones de cumplir las funciones para las
que están destinados, son necesarias, además de las tareas de reparación,
trabajos de mantenimiento preventivo planificado tales como inspecciones,
pruebas y revisiones. Con lo que se trata de mantener durante un período
23
relativamente largo la tasa de fallas aproximadamente constante y baja, como se
muestra cualitativamente en la Figura 2.5.
FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas
Se considerarán sólo aquellos trabajos de mantenimiento preventivo que
requieren la salida de servicio del componente y dado que, tanto el punto inicial
como la duración aproximada de los trabajos de mantenimiento son conocidos de
antemano, no puede considerarse el mantenimiento como un evento estocástico.
La suma Tp1iN de todos los tiempos de mantenimiento en el intervalo considerado
TN se tiene en cuenta a través del factor de mantenimiento preventivo W.
W=
TN − T p1N
[2.32]
TN
TN : intervalo de tiempo considerado
Tp1N =
∑T
i
período TN
pli
: tiempo total requerido para el mantenimiento preventivo en el
24
El factor W no es una probabilidad, ya que los tiempos tpli no son variables
aleatorias. W es un indicador de la indisponibilidad del componente debido a la
necesidad de mantenimiento.
Mientras las tareas de mantenimiento son preventivas y pueden planificarse con
anticipación, las de reparación se llevan a cabo por la necesidad inesperada de
restablecer la capacidad del componente para cumplir las funciones para las que
está destinado.
2.5 PROCESOS RENOVABLES[14]
El proceso estocástico correspondiente a la operación de un componente
reparable que está constituido por una sucesión de estados operación, falla,
operación, etc. es un proceso renovable.
La descripción de tales procesos se lleva a cabo mediante:
•
la función de falla Q(t), es decir la distribución de probabilidad del tiempo
de operación TO ; y,
•
la función de reparación M(t), es decir la distribución de probabilidad del
tiempo de reparación TF
Para el tratamiento posterior es conveniente reemplazar las funciones Q (t) y M(t)
por las tasas de transición λ(t) y µ(t) respectivamente, que contienen exactamente
la misma información. Así se obtiene el diagrama de estados de la Figura 2.6.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
25
FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados
Una descripción más fácil de comprender se logra a través de las probabilidades
de los dos estados posibles Pr(O,t) y Pr(F,t) conociendo el estado de la
instalación o componente en el instante t=0 y dado que
Pr(O.t) + Pr(F.t)=1
[2.33]
basta una de las probabilidades para la descripción completa del proceso
renovable.
En el caso en que las tasas de transición son constantes se pueden calcular las
mencionadas probabilidades analíticamente en forma sencilla. Este caso
corresponde a un proceso markoviano.
Si se conoce el estado de la instalación para t = 0 y se supone que en el intervalo
∆t sólo es posible un cambio de estado (lo que para ∆t suficientemente pequeño
siempre se cumple), entonces se puede obtener la probabilidad Pr(O, t+∆
∆t) a
partir de los dos casos que se presentan en la Figura 2.7:
26
FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t)
a) la instalación se encuentra en operación en t y permanece en operación
durante ∆t
b) la instalación se encuentra en el estado F en t y pasa ai estado O en el
intervalo ∆t
La probabilidad buscada vale:
Pr(O, t + ∆t ) = Pr(O, t )·Pr(OO, t ≤ t ' < t + ∆t t ) + Pr(F , t )·Pr(FO, t ≤ t ' < t + ∆t t )
[2.34]
Pr(IJ,t < t'< t +∆t|t) es la probabilidad condicional de que se produzca el cambio
del estado I al J en el intervalo [t,t+∆t] bajo la condición de que la instalación se
encuentra en el estado I en el instante t.
De la Ec. [2.34] se obtiene:
1 − Pr (OO, t < t ' < t + ∆t t )
Pr (FO, t < t ' < t + ∆t t )
Pr (O, t + ∆t ) − Pr (O, t )
= − Pr (O, t )·
+ Pr (F , t )·
∆t
∆t
∆t
Teniendo en cuenta que
27
1 – Pr(OO, t ≤ t’ < t + ∆t|t) = Pr(OF, t < t' < t + ∆t|t)
y tomando el límite para ∆t→0 vale:
Pr (OF , t ≤ t ' < t + ∆t )
= λ ≅ cte
∆t →0
∆t
lím
lím
∆t →0
Pr (FO, t ≤ t ' < t + ∆t )
= µ ≅ cte
∆t
Se obtiene:
d Pr(O, t )
= −λ ·Pr(O, t ) + µ ·Pr( F , t )
dt
[2.35]
y en forma análoga
d Pr( F , t )
= − µ ·Pr( F , t ) + λ ·Pr(O, t )
dt
Este
sistema
de
ecuaciones
[2.36]
diferenciales
de
primer
orden
describe
completamente el proceso markoviano. Dado que las Ecs. [2.35] y [2.36] no son
linealmente independientes, se necesita para su solución una ecuación adicional
dada por la condición de contorno.
Pr(O,t) + Pr(F,t) =1
[2.37]
El estado conocido en t = 0 proporciona las condiciones iniciales. Expresando el
sistema de ecuaciones diferenciales en forma matricial y resumiendo las
condiciones arriba enunciadas se tiene:
28
 d Pr(O, t ) 

 − λ µ   Pr(O, t ) 
dt
 d Pr( F , t )  = 
·Pr( F , t )
−
λ
µ





dt


Pr (O, t ) + Pr (F , t ) = 1
[2.38]
0 ≤ Pr(O, t ) ≤ 1
0 ≤ Pr( F , t ) ≤ 1
La solución del sistema de Ecs. [2.38] conduce a:
Pr (O, t ) =
Pr (F , t ) =
µ
µ +λ
λ
µ +λ
+
λ ·Pr (O,0) − µ ·Pr (F ,0) −(µ +λ )t
·e
µ +λ
[2.39]
−
λ ·Pr (O,0) − µ ·Pr (F ,0) −(µ +λ )t
·e
µ +λ
[2.40]
La Figura 2.8 muestra las funciones Pr(O,t) y Pr(F,t) para las condiciones iniciales
Pr(O,0) = l y Pr(F.0) = 0.
µ
µ+λ
λ
µ +λ
FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F)
Los valores estacionarios son independientes de las condiciones iniciales y valen:
29
Pr (O, t ) =
Pr (F , t ) =
µ
µ +λ
λ
µ +λ
=
E (TO )
E (TO ) + E (TF )
[2.41]
=
E (TF )
E (TO ) + E (TF )
[2.42]
Con la teoría de los procesos renovables se puede mostrar que las Ecs. [2.41] y
[2.42] también son válidas para el caso de tiempos de operación y de falla no
exponencialmente distribuidos. Considerando que los valores de Pr(0, ∞ ) y
Pr(F, ∞ ) son independientes de las distribuciones de probabilidad de los tiempos
TO y TF, se puede estimar los valores estacionarios de las probabilidades de
ambos estados a través de un simple cálculo de valores medios.
La probabilidad del estado de operación dada por la ecuación [2.41] suele
llamarse disponibilidad estocástica V del componente. Es un parámetro de gran
importancia para la comparación de la confiabilidad de componentes y su
producto por el factor de mantenimiento W da la disponibilidad total k, que tiene
en cuenta tanto las salidas de servicio aleatorias como aquellas motivadas en la
necesidad de mantenimiento preventivo.
k = V ·W
[2.43]
Para muchos componentes de los sistemas de suministro de energía eléctrica
resulta insuficiente un modelo con sólo dos estados. El sistema de ecuaciones
[2.38] se puede generalizar para el caso de n estados posibles, manteniendo la
hipótesis de que las tasas de transición entre estados son constantes. En este
caso se tiene:
 dP (1, t ) 
 dt 
 Pr (1, t ) 
 dP (2, t ) 



 = A·Pr (2, t )
 dt 
 M 
 M 


 dP(n, t ) 
Pr (n, t )
 dt 
[2.44]
30
 a11
a
A =  21
 M

a n1
a12
a 22
M
an 2
L a1n 
L a 2 n 
O M 

L a nn 
aii = −∑ a ki
[2.45]
k ≠i
Con la condición de contorno:
∑ Pr(i, t ) = 1
[2.46]
i
y las condiciones iniciales:
0 ≤ Pr (i, t ) ≤ 1 ;
i = 1,2,3,...n
Al resolver el sistema se obtiene las probabilidades de los estados Pr(i,t).
2.6 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS[1]
Un sistema está formado por componentes vinculados de alguna forma entre sí,
debiendo distinguirse entre la vinculación topológica y la vinculación lógica o
funcional de los componentes.
La definición de sistema depende en cada caso del problema que se desea
resolver. En el campo del suministro de energía eléctrica pueden mencionarse los
siguientes sistemas:
[1]
•
Sistemas de conversión de energía
•
Sistemas de transmisión de energía
•
Sistemas de distribución de energía
•
Sistemas de protección
UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de Confiabilidad de los Sistemas
Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.
31
•
Sistemas de automatización
•
Sistemas de equipos auxiliares
La confiabilidad de un sistema es determinada por la confiabilidad de sus
componentes y por la vinculación lógica entre ellos. Dado que para cada estado Z
del sistema es posible definir con exactitud si el sistema en ese estado es capaz
de cumplir su función específica o no, debe considerarse como objetivo de los
cálculos de confiabilidad la determinación de parámetros respecto de los estados
en que el sistema puede encontrarse en el futuro, siendo los más importantes los
siguientes:
•
Probabilidad Pr(Z)
•
Duración media E(Tz)
•
Frecuencia media f(z)
Entre estas variables existe la relación:
Pr(Z) = E(TZ) · f(z)
2.6.1
DEFINICIÓN
[2.47]
DE
LOS
COMPONENTES
Y
CONDICIONES
DE
CONTORNO PARA EL CÁLCULO[14]
Componente es la unidad elemental que no se subdivide en partes. La definición
de los componentes debe realizarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos
fundamentales:
•
La vinculación lógica o funcional entre los distintos aparatos e instalaciones
que forman parte del sistema a estudiar.
•
Las posibles interdependencias en el comportamiento de operación de los
aparatos e instalaciones que integran el sistema.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
32
•
La necesidad en muchos casos de reunir varios aparatos o instalaciones
en un componente con el objeto de disminuir la cantidad total de
componentes a considerar para hacer posible el tratamiento matemático
posterior.
Una vez definidos los componentes del sistema, conociendo los parámetros que
describen su confiabilidad, deben calcularse con la ayuda de procedimientos
adecuados indicadores de confiabilidad del sistema. Las condiciones de contorno
a las que está sometido el mismo y que determinan en qué estados el sistema
deben cumplir la función de él requerida y en cuales no.
2.6.2
PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO[14]
Para el cálculo numérico de parámetros de confiabilidad de sistemas existen en
principio dos posibilidades: la utilización de procedimientos de cálculo analíticos o
de tipo simulativos.
2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos
Se simula un gran número de veces la operación del sistema en base del modelo
matemático que lo representa. Cada simulación representa en este caso una
realización posible del proceso estocástico estudiado y a través de una evaluación
estadística de la muestra así obtenida se pueden estimar los valores de los
parámetros buscados. Por un lado los procedimientos simulativos brindan
mayores posibilidades de formular modelos matemáticos cercanos a la realidad,
lo que representa su más importante ventaja. Por otro lado estos procedimientos
requieren
una
gran
cantidad
de
simulaciones
para
obtener resultados
suficientemente exactos, lo que en general implica elevados tiempos de cálculo.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
33
2.6.2.2 Procedimientos analíticos
Los procedimientos analíticos requieren expresar los parámetros indicativos de la
confiabilidad del sistema en función de aquellos que describen los componentes
desde el punto de vista de su confiabilidad. Para resolver este problema se
determina todos los estados posibles del sistema y se verifica para cada uno de
ellos si el sistema cumple su función en forma adecuada o no. Este razonamiento
conduce a los denominados métodos del espacio de estados o de enumeración
de los estados. Para responder la cuestión acerca de si en determinado estado el
sistema es capaz o no de cumplir su función es necesario considerar además las
características de los componentes su vinculación lógica o funcional.
La elección del tipo de procedimiento a utilizar debe llevarse a cabo en base al
problema que se desea resolver, no pudiendo darse una regla general al
respecto.
2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN[3]
El problema de la confiabilidad en los sistemas de generación es evaluar la
habilidad de un sistema para suministrar la demanda de carga, tomando en
cuenta las variaciones de carga y los eventos casuales que afectan la capacidad
de sus componentes.
2.7.1
INDICES DE OPERACIÓN
2.7.1.1 FOR (Tasa de salida forzada)
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el
Ecuador.
34
FOR =
Horas de salida forzada
Horas de salida forzada + horas de servicio
[2.48]
Considerando el estado en el cual la unidad no trabaja a plena capacidad, se
define, el índice equivalente EFOR.
2.7.1.2 EFOR (Tasa de salida forzada equivalente)
EFOR =
Horas de salida forzada + horas equivalentes de salida forzada
[2.49]
Horas de salida forzada + horas de servicio
Las horas de servicio incluyen también los periodos de salidas parciales.
2.7.1.3 Disponibilidad
Indica la probabilidad de que una unidad generadora se encuentra operando
satisfactoriamente o apta para operar.
DISP =
Horas disponibles del período estadístico
Horas del período estadístico
[2.50]
Las horas disponibles del período estadístico de manera general se calculan:
HD = HP − HO − HM
[2.51]
Donde:
HD =Horas disponibles del período estadístico de una unidad o elemento
HO =Horas de operación de una unidad o elemento
HM = Horas de mantenimiento de una unidad o elemento
35
2.7.1.4 Disponibilidad para generadores
n
DISPG =
∑ (HD
i =1
n
i
x Pe i )
x 100
∑ (Pe
i =1
i
[2.52]
x HP )
Donde:
DISPG =Disponibilidad para parque generador
Pei =Potencia efectiva del equipamiento (i) en MW
i =Contador de número de equipamiento (n)
HP =Horas del periodo estadístico
HD =Horas disponibles del periodo estadístico de unidades generadoras
2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores
Para efectos de cálculo de la tasa de fallas se debe tener en cuenta el número de
horas del período estadístico en el cual se esta realizando el análisis,
regularmente es de 8760 horas dependiendo del número de días del año, esto
con el fin de obtener un valor correcto de horas de disponibilidad HD.
n
TFG =
∑ Número de fallas
i =1
x 8760
n
∑ HD
[2.53]
i
i =1
Donde:
TFG = Tasa de fallas para unidades generadoras
HD = Horas disponibles del período estadístico de unidades generadoras
36
2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores
n
TmrG =
∑ HIR
i =1
i
[2.54]
n
∑ Número de fallas
i =1
i
Donde:
TmrG = Tiempo de reparación para unidades generadoras
HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para
operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.
2.8 CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN[3]
Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,
con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la
transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los
clientes. Las líneas de transmisión son vulnerables a diversos fenómenos que se
generan dentro y fuera de la red y que pueden dar como resultado la falla en el
suministro de energía.
2.8.1
ÍNDICES DE OPERACIÓN
2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión
n
DISPL =
∑ (Ext LT
i =1
n
∑ (Ext LT
i =1
x HDi )
i
x 100
i
[2.55]
x HP )
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el
Ecuador.
37
Donde:
DISPL = Disponibilidad para líneas de transmisión
Ext LT = Longitud de la línea de transmisión
HD = Número de horas disponibles en el período estadístico
HP = Número de horas del período estadístico
i = Contador de número de línea de transmisión
n = Número de líneas de transmisión
2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores
n
DISPT =
∑ HD
i =1
i
N eq x HP
x 100
[2.56]
Donde:
DISPT = Disponibilidad para transformadores
Neq = Número total de transformadores que pertenecen a la empresa observada
2.8.1.3 Disponibilidad para reactores
n
DISPR =
∑ HD
i =1
i
N eq x HP
x 100
[2.57]
Donde:
DISPR = Disponibilidad para reactores
Neq = Número total de reactores que pertenecen a la empresa observada
38
2.8.1.4 Tasa de fallas
Se define como la probabilidad del equipamiento o de una línea de transmisión de
presentar una falla en el período estadístico.
TASA =
Número de fallas verificadas en el período
[2.58]
Número de equipamien tos disponibles x unidad de tiempo
2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión
n
TFL =
∑ Número de fallas
i =1
i
[2.59]
n
Ext LTi
∑
100
i =1
Donde:
TFL = Tasa de fallas líneas de transmisión
2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores
n
TFT =
∑ Número de fallas
i =1
x 8760
n
∑ HD
i =1
i
[2.60]
i
Donde:
TFT = Tasa de fallas para transformadores
Número de fallasi = Número de fallas del transformadori
HD = Horas disponibles del período estadístico para el trasformador “i”
39
2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores
n
TFR =
∑ Número de fallas
i =1
[2.61]
n
∑ HD
i =1
i
Donde:
TFR = Tasa de fallas para reactores
Número de fallasi = Número de fallas del reactori
HD = Horas disponibles del periodo estadístico para el reactor “i”
2.8.1.8 Tiempo medio de reparación
Se define como el valor medio de los tiempos de reparación.
n
Tmr =
∑ HIR
i =1
i
[2.62]
Número de fallas
Donde:
Tmr = Tiempo medio de reparación
HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para
operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.
2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión
n
TmrL =
∑ HIR
i =1
i
[2.63]
n
∑ Número de fallas
i =1
i
40
Donde:
TmrL = Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión
El cálculo del tiempo medio de reparación para transformadores y reactores se
realiza de la misma manera que en el caso de una línea de transmisión.
2.9 CONFIABILIDAD
EN
SISTEMAS
DE
GENERACIÓN
Y
TRANSMISIÓN[24]
Debido a que
los sistemas de transmisión no son 100% confiables y tienen
limitada capacidad de transporte, la evaluación de confiabilidad requiere la
consideración tanto de sistemas de generación como de redes de transmisión.
La distribución de los flujos de potencia en las redes de transmisión junto con
impedancias de red, fuentes de generación y cargas en los puntos de suministro,
determinan la cargabilidad de cada línea de transmisión en el sistema y los
correspondientes voltajes de nodo.
La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía
para satisfacer la demanda y transportarla a los puntos de carga. El análisis de
confiabilidad incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del
suministro.
Un estado del sistema será llamado adecuado siempre que posea suficiente
generación disponible para suministrar la carga y tenga la capacidad de
transportar la energía de las plantas de generación a los puntos de suministro.
Coacciones dinámicas a menudo son tenidas en cuenta indirectamente por la
reducción de límites de capacidad de transporte de las líneas de transmisión
sobre la base de consideraciones de estabilidad.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:
Transmission and Generation Reliability and Adequacy.
41
2.9.1
EL CRITERIO (N-1)
El medio usado con más frecuencia para evaluar la suficiencia de sistemas de
transmisión y los sistemas compuestos es el llamado criterio (n-1), el cual declara
que un sistema debe ser capaz de soportar cualquier contingencia sin afectar su
funcionalidad.
Usando cálculos de flujo de potencia, todos los estados del sistema, incluyendo
un componente principal (generador, línea o transformador) fuera de servicio, son
examinados. Si la carga del sistema es suministrada totalmente, satisfaciendo
todas las restricciones (incluyendo límites de generación activos y reactivos,
voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad), el estado
considerado es adecuado. De otra manera, el estado es considerado inadecuado,
en este caso, se proponen refuerzos hasta q todo estado (n-1) satisfaga el criterio
de suficiencia.
La debilidad del criterio (n-1) en la evaluación de sistemas compuestos, consiste
en que no considera ni la probabilidad de los estados analizados, ni la magnitud
del problema en caso de estados inadecuados. Se menciona que el criterio (n-1)
no toma en cuenta las contingencias múltiples independientemente de cuan
considerables son sus probabilidades. Una extensión del criterio es considerar
múltiples estados de contingencia e introducir un punto de carga – referencial,
componente individual – referencial, considerando índices de confiabilidad que
ayudan a solucionar estos problemas.
En cuanto a la severidad de los problemas, el criterio (n-1) puede ser ampliado de
tal forma de considerar una clasificación más detallada de los estados de un
sistema:
1 Un estado del sistema con la carga suministrada totalmente, que no
posee ninguna violación de: límites de generación activos y reactivos,
voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad
es considerado estado normal.
42
2 Cuando la carga es de igual manera suministrada y no posee ninguna
violación de: límites de generación activos y reactivos, voltajes nodales,
límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad, pero el criterio (n1) no es aplicable se denomina estado de alerta.
3 Si la carga es totalmente suministrada pero existe violación de: límites
de generación activos y reactivos, voltajes nodales, límites térmicos o
límites de capacidad de estabilidad, el estado del sistema es designado
como un estado de emergencia.
4 Cualquier estado sin suministro total de carga es llamado un estado de
emergencia extrema.
Índices de probabilidad pueden ser calculados para cada uno de estos estados.
2.9.2
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD
Los índices básicos más importantes y útiles de confiabilidad para un sistema
son:
-
Frecuencia de interrupción
-
Duración esperada de interrupción
Los dos índices básicos pueden ser usados para calcular otros índices que son
también útiles:
-
Tiempo promedio de interrupción esperado por año u otro período de
tiempo.
-
Disponibilidad o indisponibilidad del sistema como medida de un punto de
carga suministrada en cuestión.
43
-
Energía no suministrada por año.
Se debe considerar que a menudo el efecto de interrupción de energía no está
linealmente relacionado con la duración de la interrupción. Por esta razón es
necesario no sólo calcular una frecuencia total de falla sino que se debe realizar
una categorización de interrupciones con su duración correspondiente.
El sistema posee diversos índices de confiabilidad que reflejan la suficiencia
media del sistema compuesto, es importante usar una combinación de ambos
sistemas (generación y transmisión) y los índices relacionados con puntos de
entrega para describir la confiabilidad de sistemas compuestos. Una variedad de
índices de confiabilidad han sido propuestos, incluyendo probabilidad, frecuencia
y tiempo de duración de las fallas, la carga no suministrada y la energía no
suministrada, etc.
A continuación se menciona algunos de los indicadores más comunes de
confiabilidad[14]:
LOLP [pu] (Loss of Load Probability) Probabilidad de déficit
LOLE [h/yr] (Loss of Load Expectation) Valor esperado de duración anual de
déficit .
EENS [MWh/yr] (Expected Energy not Supplied) Valor esperado anual de energía
no suministrada
EIR [pu] (Energy Index of Reliability) Fracción esperada de la energía
suministrada referida a la energía demandada
FOI [yr -1] (Frequency of Interruptions) Frecuencia de interrupciones
EDOI [h] (Expected Duration of Interruptions) Duración esperada de interrupciones
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
44
EENSI [MWh] (Expected Energy not Supplied per Interruption) Valor esperado
anual de energía no suministrada por interrupción
ELCI [MW] (Expected Load Curtailed per Interruption) Valor esperado de potencia
de déficit por interrupción.
Obtención de indicadores:
LOLP = Pr(Pdisp < PL ) = Pr(PF > Pinst − PL ) = 1 − Pr(Pdisp > PL )
LOLE = LOLP . 8760
[h / año ]
T0

EENS = E  ∫ (PL − Pdisp ). dt 
 0

T0
∫P T
0
L
EIR =
[MWh / año ]
[ pu ]
[2.65]
[2.66]
dt − EENS
0
[ pu ]
T0
∫P T
L
0
[2.67]
dt
0
FOI =
# int errupciones
# años
EENSI =
EENS
FOI
EDOI =
LOLE
FOI
ELCI =
EENSI
EDOI
[MWh]
[h]
[MW ]
[2.68]
[2.69]
[2.70]
[2.71]
[2.64]
45
Cualquier cálculo de los índices de confiabilidad requiere la definición y el análisis
de los estados representativos de la carga para el período de interés.
2.9.3
DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN
SISTEMAS
Los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de la confiabilidad en
sistemas, dependerán hasta cierto punto de la naturaleza y detalle del sistema en
estudio. En general, se requiere datos del funcionamiento de sus componentes
individuales junto con los tiempos requeridos para realizar varias operaciones de
apertura o cierre.
Los datos de los componentes del sistema que generalmente se requieren son:
-
Tasa de falla (tasas forzadas de falla) asociada con los diferentes modos
de falla.
-
Tiempo promedio esperado de reparación o reemplazo de un componente
en falla.
-
Mantenimiento programado de un componente.
-
Duración promedio esperada por mantenimiento sea este programado o
no.
2.10 CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD[24]
Existen seis pasos esenciales en el procedimiento de evaluación de la
confiabilidad en los sistemas de energía compuestos.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:
Transmission and Generation Reliability and Adequacy.
46
2.10.1 DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE CARGA A
SER CONSIDERADOS
Los estados de carga a ser considerados dependen del estudio a realizar. Por
ejemplo, la probabilidad de que el sistema no pueda proveer la carga en un
tiempo dado (usualmente demanda máxima) debe ser considerado. Cuando el
valor esperado de energía no suministrada en un período dado se requiere, se
debe tomar en cuenta los estados representativos de las condiciones de carga
posibles para el período en el que se realiza el estudio.
2.10.2 DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA
Una vez definidos los estados de la carga, es necesario programar la operación
del sistema de generación para proveer la carga. Esto se ha hecho en la industria
usando métodos de optimización conocidos y generalmente aceptados.
2.10.3 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA
Dado los estados de carga y la planificación de generación, un análisis de flujo de
carga se realiza para verificar la convergencia de flujo y la conformidad de
apremios técnicos, tales como límites de capacidad de transporte o voltajes en los
nodos.
2.10.4 SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA
La simulación de contingencia es una parte fundamental en la evaluación de
confiabilidad en sistemas compuestos, esta simulación se base en un flujo de
potencia y su objetivo es descubrir los estados del sistema en los cuales hay
recortes de carga, violación de factores limitantes o ambos. La selección de los
47
estados del sistema que se analizarán se puede hacer utilizando técnicas
analíticas o simulativas. Las técnicas simulativas, generalmente sustentadas en
métodos de monte carlo, se basan en números aleatorios generados mediante un
computador para determinar el estado de cada componente del sistema.
En la aproximación analítica los estados del sistema se enumeran, generalmente
en orden de incremento de acuerdo al nivel de contingencia, deteniéndose en
determinado nivel de contingencia o cuando la probabilidad del estado de falla
está por debajo de cierto valor dado. Los componentes de los sistemas de
potencia son muy confiables, esto implica que para cada orden de aumento de
contingencia, las probabilidades de estado llegan rápidamente a ser muy
pequeñas. Para cada estado del sistema, seleccionado con la simulación o
enumeración, las medidas probabilísticas con respecto a su ocurrencia
se
calculan y mediante un análisis de flujo de carga se analiza si existe violación de
algún límite permitido. En caso de existir violación de límites permitidos, el
operador debe efectuar acciones correctivas encaminadas a remediar el problema
existente. El impacto de dichas acciones correctivas se analiza con un nuevo flujo
de carga. Luego de que todas las acciones correctivas han sido utilizadas para un
determinado estado de contingencia y no se ha logrado recuperar el sistema a un
estado normal, las violaciones restantes de límites permitidos determinan que el
estado analizado es un estado de falla.
2.10.5 ACCIONES CORRECTIVAS
Las acciones correctivas simuladas deben reflejar con exactitud razonable las
posibilidades reales del operador en un sistema verdadero. Las posibilidades del
operador del sistema incluyen la modificación de los niveles de generación de
potencia activa y reactiva y del cambio de la topología de la red a través de la
conexión o desconexión de las instalaciones de transmisión. Las herramientas de
optimización con el objetivo de minimizar los costos de operación incluyen
cambios en el despacho de generación para satisfacer apremios técnicos. La
herramienta más popular usada por los ingenieros eléctricos para obtener un
48
despacho económico que considera apremios de la red es el flujo de potencia
óptimo (FPO). FPO es una extensión del despacho económico (DE). La función
objetivo del DE es minimizar los costos de operación de generación, considerando
que los niveles de generación de las unidades deben estar dentro de límites
técnicos permitidos y que la potencia total generada debe igualar la carga del
sistema incluyendo las pérdidas por transmisión. Los índices de confiabilidad
deben reflejar las violaciones de factores limitantes después de agotar las
posibilidades con respecto a acciones correctivas.
2.10.6 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD
Una vez que se hayan realizado los cinco pasos precedentes, los estados del
sistema seleccionados con la enumeración o la simulación se pueden clasificar en
estados operativos normales, estados de emergencia o de emergencia extrema.
Para cualquier clase de deficiencia específica, generación insuficiente, o
violaciones de la red,
las medidas probabilísticas relacionadas tales como
probabilidad, frecuencia, duración de tiempo de falla, etc, pueden ser calculadas.
El análisis de flujo de la carga proporciona los resultados necesarios para ligar
estos parámetros de confiabilidad a la severidad de la deficiencia en la que se
encuentre el sistema.
49
CAPÍTULO III
3 METODOLOGÍA
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES
En el presente capítulo se explica la metodología utilizada para la elaboración de
la base de datos que contiene las estadísticas de operación, falla y mantenimiento
de los elementos del Sistema Nacional Interconectado, así como también las
consideraciones aplicadas para la implementación de dicha metodología.
Se presenta el tratamiento estadístico de la base de datos, que permite calcular
índices de confiabilidad requeridos por el software NEPLAN, y el procedimiento de
modelación del sistema eléctrico de potencia.
En el sistema de generación se han considerado las siguientes hipótesis:
•
Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada
de cualquier unidad generadora.
•
Para la elaboración de la base de datos se toma en cuenta el tiempo total
de falla, así como el tiempo total de mantenimiento, para así facilitar la
obtención del tiempo de operación de la máquina.
•
Las transiciones operación – falla y operación – mantenimiento fueron
tomadas en cuenta para la enumeración de las fallas y mantenimientos que
tuvieron efecto en el período de análisis.
En el sistema de transmisión se han considerado las siguientes hipótesis:
50
•
Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada
de cualquier elemento del sistema nacional de transmisión, sean estos;
transformadores, líneas o barras.
•
Debido a que no se posee información acerca de la operación, falla y
mantenimiento de los interruptores en el SNT se considera a estos como
elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos
internacionales. En este estudio en particular se asume datos estadísticos
internacionales.
•
En la información obtenida para las barras de 230 kV, 138 kV y 69 kV hay
elementos que no han presentado eventos que hayan implicado su salida.
Para esos elementos se considerará los parámetros de elementos que se
encuentren ubicados en la misma zona y que cuenten con información
estadística. Otra alternativa es considerarlos ideales o tomar datos de
estadísticas internacionales. Para este estudio se toman en cuenta ambas
alternativas.
•
Al no contar con datos históricos de la operación falla y mantenimiento de
los transformadores de dos devanados, y compensaciones, se considera a
estos como elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos
internacionales. En este estudio para transformadores de dos devanados
se toman datos de estadísticas internacionales y
los elementos de
compensación se consideran ideales.
3.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
A continuación se describe la forma en que se realizó la recopilación y tratamiento
de la información en el período estadístico comprendido entre los años 2001 y
2006.
51
3.2.1
CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para la determinación de la base de datos se han considerado tres estados en los
que se puede encontrar los componentes tanto del sistema de generación como
del sistema de transmisión:
•
Operación
•
Falla
•
Mantenimiento
Se han elaborado macros en Excel para el manejo estadístico tanto del sistema
de generación como del sistema de transmisión, la idea fundamental para la
elaboración de dichas macros, es la facilidad que presentan para actualizar la
base de datos con nueva información que se obtenga para cada elemento del
SNI. Con la ayuda de estas herramientas la actualización de las estadísticas es
práctica y dinámica.
3.2.2
BASE DE DATOS PARA GENERADORES
Se tomaron los datos proporcionados por la Dirección de Operación (D.O.P) del
CENACE, y contenidos en los documentos “EST-FALLA-GEN-2004, 2005,
2006.xls” para implementar la base de datos del sistema de generación.
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las unidades generadoras, la hora
de inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación falla, operación mantenimiento para cada unidad generadora, de esta
manera se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y el
número total de fallas ocurridas, valores que se ubican en una hoja llamada
52
“resumen” para cada uno de los archivos mencionados al comienzo de este
párrafo.
Una
vez
tratada
la
información
se
procedió
a
crear
el
archivo
“RESUMEN_GEN.xls” que contiene las siguientes hojas:
•
DISPONIBLE: número de horas que una unidad permanece en operación,
discretizado mensualmente.
•
FUERA DE SERVICIO: número de horas que una unidad no opera por
falla, por cada mes.
•
MANTENIMIENTO: número de horas que una unidad no opera por
mantenimiento, discretizado en forma mensual
•
# FALLAS: número de veces que una unidad ha salido de servicio por falla.
•
# MANTENIMIENTOS: número de veces que una unidad ha salido de
servicio por mantenimiento.
En este archivo constan los nombres de las unidades generadoras, y mediante
una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes del archivo “RESUMEN_GEN.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada elemento del Sistema de
Generación, se procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:
•
Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
•
Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
•
Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento).
A continuación se muestra las expresiones que determinan los índices de
confiabilidad a ser calculados:
53
Frecuencia de falla =
# de fallas
Período de análisis
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio
# de fallas
Disponibilidad = HT − HF − HM
[3.1]
[3.2]
[3.3]
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
%Disponibilidad =
Disponibilidad
* 100
HT
[3.4]
Para detallar la manera de cómo se obtuvieron los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para la unidad generadora PAUTE-AB1 U1, esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se la obtiene con
la siguiente expresión:
# de fallas : 8
Período de análisis: 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
8
 1 
= = 1.33333 

Período de análisis 6
 año 
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se la obtiene
con la siguiente expresión:
Fuera de servicio: 6.3 h
54
# de fallas : 8
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 6.3
=
= 0.7875[h ]
# de fallas
8
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2001
HT : 8760 h
HF : 3.58333 h
HM : 296,597222 h
Disponibilidad = 8760 − 3.58333 − 296.59722
Disponibilidad = 8459,819444
%Disponibilidad =
8459,819444
* 100
8760
%Disponibilidad = 96,5732
55
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.2.3
BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
Se tomaron los datos proporcionados por TRANSELECTRIC S.A. y por la
Dirección de Operación (D.O.P) del CENACE, en los documentos (“FORMATO
FINAL FALLAS 2003, 2004, 2005, 2006”).XLS y (“SNT-2001, 2002, 2003, 2004,
2005, EST-FALLA-2006-TRANS”).XLS respectivamente.
Cabe mencionar que los elementos pertenecientes al Sistema Nacional de
Transmisión que poseen información respecto a su operación, falla y
mantenimiento son los siguientes:
•
Transformadores.
•
Líneas de transmisión a 230 kV.
•
Líneas de transmisión a 138 kV.
•
Barras a 230 kV.
•
Barras a 138 kV.
•
Barras a 69 kV.
3.2.3.1 Transformadores
El Sistema Nacional de Transmisión posee transformadores, los cuales se
clasifican en transformadores elevadores y transformadores reductores, los cuales
se encuentran ubicados en las centrales de generación y en las subestaciones de
transformación.
56
Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos estadística de los
transformadores se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos
para el sistema de generación, esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de los transformadores, la hora de
inicio y finalización de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación-falla, operación-mantenimiento para cada transformador. En base a
esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y
mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores
que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos
mencionados al comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
•
“RESUMEN_TRAFOS_230.xls”
•
“RESUMEN_TRAFOS_138.xls”
Estos archivos contienen transformadores de tres devanados, cuyas relaciones de
transformación primario/secundario son: 230/138 kV; 230/69 kV y 138/69kV; y que
contienen las siguientes hojas:
•
DISPONIBLE: número de horas que el transformador permanece en
operación.
•
FUERA DE SERVICIO: número de horas que el transformador no opera
por falla.
•
MANTENIMIENTO: número de horas que el transformador no opera por
mantenimiento.
•
# FALLAS: número de veces que el transformador ha salido de servicio por
falla.
57
•
# MANTENIMIENTOS: número de veces que el transformador ha salido de
servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de los transformadores, y mediante una
macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes
a
los
archivos
“RESUMEN_TRAFOS_230.xls”
y
“RESUMEN_TRAFOS_138.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada transformador, se procede
a calcular índices de confiabilidad, tales como:
•
Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
•
Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
•
Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
•
Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
•
Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para el transformador MILAGRO ATK 230/69 kV, esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 3
Período de análisis: 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
3
 1 
= = 0.5 

Período de análisis 6
 año 
58
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
Fuera de servicio por falla : 8.883 h
# de fallas : 3
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 8.883
=
= 2.961[h ]
# de fallas
3
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se la obtiene con la siguiente expresión:
Frecuencia de mantenimie ntos =
# de mantenimientos
Período de análisis
[3.5]
# de mantenimie ntos : 11
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de mantenimie ntos =
# de mantenimientos 11
 1 
=
= 1.83333 

Período de análisis
6
 año 
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
Fuera de servicio por mantenimie nto : 224.765 h
# de mantenimie ntos : 11
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 224.765
=
= 20.433[h]
# de fallas
11
59
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2001
HT : 8760 h
HF : 1.95 h
HM : 0 h
Disponibilidad = 8760 − 1.95 − 0
Disponibilidad = 8758.05
%Disponibilidad =
8758,05
* 100
8760
%Disponibilidad = 99.977
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
esto se define más adelante.
60
3.2.3.2 Líneas de transmisión
El Sistema Nacional de Transmisión posee líneas de transmisión de 230 kV, 138
kV, 69 kV y 46 kV. Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos
estadística de las líneas de 230 kV y de las líneas de 138 kV, se procede de
manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de generación,
esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las líneas de transmisión, la hora de
inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación falla, operación mantenimiento para cada línea de transmisión. En base
a esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y
mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores
que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos
mencionados al comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
•
“RESUMEN_LT230kV.xls”
•
“RESUMEN_LT138kV.xls”
Estos archivos contienen líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV
respectivamente y contienen las siguientes hojas:
•
DISPONIBLE: número de horas que la línea de transmisión permanece en
operación.
•
FUERA DE SERVICIO: número de horas que la línea de transmisión no
opera por falla.
•
MANTENIMIENTO: número de horas que la línea de transmisión no opera
por mantenimiento.
61
•
# FALLAS: número de veces que la línea de transmisión ha salido de
servicio por falla.
•
# MANTENIMIENTOS: número de veces que la línea de transmisión ha
salido de servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de las líneas de transmisión, y mediante
una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el periodo de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes
a
los
archivos
“RESUMEN_LT230kV.xls”
y
“RESUMEN_LT138kV.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada línea de transmisión, se
procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:
•
Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
•
Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km)
•
Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
•
Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
•
Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
•
Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para la línea Molino – Totoras (230 kV), esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 2
Período de análisis : 6 años
62
Frecuencia de falla =
# de fallas
2
 1 
= = 0.3333 

Período de análisis 6
 año 
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se la obtiene
con la siguiente expresión:
Frecuencia de falla =
# de fallas
Período de análisis * Longitud
[3.6]
# de fallas : 2
Período de análisis : 6 años
Longitud = 200.2[km ]
Frecuencia de falla =
# de fallas
2
 1

=
= 0.001665 

Período de análisis * Longitud 6 * 200.2
 año.km 
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
Fuera de servicio por falla : 0.3 h
# de fallas : 2
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 0.3
=
= 0.15 [h ]
# de fallas
2
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
63
# de mantenimientos : 11
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de mantenimientos =
# de mantenimie ntos 11
 1 
=
= 1.83333 

Período de análisis
6
 año 
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
Fuera de servicio por mantenimie nto : 170.95 h
# de mantenimientos : 11
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 170.95
=
= 15.5409[h ]
# de fallas
11
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
Disponibil idad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2004
HT : 8784 h
HF : 0 h
HM : 57.3666667 h
64
Disponibilidad = 8726.63333
%Disponibilidad =
8726.63333
* 100
8784
%Disponibilidad = 99.346
Se cita como ejemplo, el cálculo para la línea Milagro – Babahoyo (138 kV), esto
es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 15
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
15
 1 
=
= 2.5 

Período de análisis 6
 año 
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se tiene:
# de fallas : 15
Período de análisis : 6 años
Longitud = 47.3[km ]
Frecuencia de falla =
# de fallas
15
 1

=
= 0.05285412 

Período de análisis * Longitud 6 * 47.3
 año.km 
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
65
Fuera de servicio por falla : 3.4 h
# de fallas : 15
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 3.4
=
= 0.22666667 [h]
# de fallas
15
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
# de mantenimie ntos : 8
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de mantenimientos =
# de mantenimie ntos 8
 1 
= = 1.33333 

Período de análisis
6
 año 
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
Fuera de servicio por mantenimie nto : 49.9333333 h
# de mantenimie ntos : 8
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 49.9333333
=
= 6.24166667 [h ]
# de fallas
8
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
66
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2004
HT : 8784 h
HF : 0.73333333 h
HM : 15.6166667 h
Disponibilidad = 8784 − 0.73333333 - 15.6166667
Disponibilidad = 8767.65
%Disponibilidad =
8767.65
* 100
8784
%Disponibilidad = 99.813
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.2.3.3 Barras del SNI
El Sistema Nacional de Transmisión posee barras de 230 kV, 138 kV, 69 kV, 46
kV, 26 kV y 13.8 kV. Para este estudio se lleva a cabo el levantamiento de la base
de datos estadística de barras de 230 kV, barras de 138 kV y de barras de 69 kV,
67
se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de
generación, esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las barras del SNI, la hora de inicio
y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones operación
falla, operación mantenimiento para cada barra del SNI. En base a esta
información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y
el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores que se ubican en
una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos mencionados al
comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
•
“RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”
•
“RESUMEN_BARRAS_138kV.xls”
•
“RESUMEN_BARRAS_69kV.xls”
Estos archivos contienen las barras de SNI de 230 kV, 138 kV y 69 kV
respectivamente y contienen las siguientes hojas:
•
DISPONIBLE: número de horas que una barra permanece en operación.
•
FUERA DE SERVICIO: número de horas que una barra no opera por falla.
•
MANTENIMIENTO: número de horas que una barra no opera por
mantenimiento.
•
# FALLAS: número de veces que una barra ha salido de servicio por falla.
•
# MANTENIMIENTOS: número de veces que una barra ha salido de
servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de las barras del SNI, y mediante una
macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
68
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes
a
los
archivos
“RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”,
“RESUMEN_BARRAS_138kV.xls” y “RESUMEN_BARRAS_69kV.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada barra del SNI, se procede
a calcular índices de confiabilidad, tales como:
•
Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
•
Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
•
Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
•
Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
•
Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se citan como
ejemplos, para barras a 230 kV se toma la barra MILAGRO; para barras a 138 kV
se toma la barra PASCUALES y finalmente para las barras a 69 kV se toma la
barra RIOBAMBA.
BARRA MILAGRO 230 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 1
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
1
 1 
= = 0.16666 

Período de análisis 6
 año 
69
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
Fuera de servicio por falla : 0.36666666 7 h
# de fallas : 1
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 0.366666667
=
= 0366666667 [h ]
# de fallas
1
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
Para la frecuencia de mantenimiento, así como para la duración promedio del
mantenimiento, no se posee información.
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2006
HT : 8760 h
HF : 0.36666666 7 h
70
HM : 0 h
Disponibilidad = 8760 − 0.366666667 − 0
Disponibilidad = 8759.633333
%Disponibilidad =
8759.633333
* 100
8760
%Disponibilidad = 99.995
BARRA PASCUALES 138 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 1
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
1
 1 
= = 0.166666667 

Período de análisis 6
 año 
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
Fuera de servicio por falla : 0.75 h
# de fallas : 1
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 0.75
=
= 0.75 [h ]
# de fallas
1
71
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
# de mantenimie ntos : 3
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de mantenimie ntos =
# de mantenimie ntos 3
 1 
= = 0 .5 

Período de análisis
6
 año 
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
Fuera de servicio por mantenimiento : 40 h
# de mantenimie ntos : 3
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 40
=
= 13.33333333 [h ]
# de fallas
3
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
Ejemplo para el año 2005
72
HT : 8760 h
HF : 0 h
HM : 32 h
Disponibilidad = 8760 − 0 − 32
Disponibilidad = 8728
%Disponibilidad =
8728
* 100
8760
%Disponibilidad = 99.634
BARRA RIOBAMBA 69 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
# de fallas : 2
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de falla =
# de fallas
2
 1 
= = 0.333333333 

Período de análisis 6
 año 
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
Fuera de servicio por falla : 2.3 h
# de fallas : 2
73
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 2.3
=
= 1.15[h]
# de fallas
2
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
# de mantenimie ntos : 1
Período de análisis : 6 años
Frecuencia de mantenimientos =
# de mantenimie ntos 1
 1 
= = 0.16666666 7 

Período de análisis
6
 año 
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
Fuera de servicio por mantenimie nto : 2 h
# de mantenimie ntos : 1
Tiempo medio de reparación =
Fuera de servicio 2
=
= 2[h ]
# de fallas
1
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
Disponibilidad = HT − HF − HM
HT : Horas totales del período
HF : Horas fuera de servicio por falla
HM : Horas fuera de servicio por mantenimie nto
74
Ejemplo para el año 2006
HT : 8760 h
HF : 0 h
HM : 2 h
Disponibilidad = 8760 − 0 − 2
Disponibilidad = 8758
%Disponibilidad =
8758
* 100
8760
%Disponibilidad = 99.977
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL
SOFTWARE NEPLAN[25]
3.3.1
CONSIDERACIONES GENERALES
En esta parte se presenta el procedimiento que se debe seguir para la obtención
de los índices de confiabilidad utilizando el software NEPLAN, esto en cuanto a la
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
75
edición de datos de confiabilidad, elaboración de librerías, tipos de datos de
confiabilidad para cada elemento
3.3.2
CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para proceder a ingresar los datos de confiabilidad que requiere el software
NEPLAN, es necesario dar un tratamiento adicional a los índices de confiabilidad
obtenidos en 3.2, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:
•
En primer lugar se elige el sistema de potencia a ser simulado, que en
primera instancia corresponde al sistema nacional interconectado en
condiciones de demanda máxima e hidrología seca del año 2007.
•
Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (generador, o
barras del SNI), en el software NEPLAN, se considera que los datos de
frecuencia de falla (1/año) y tiempo medio de reparación (h) que se
obtuvieron en la base de datos previamente elaborada, corresponden a la
frecuencia de falla (1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción
Estocástica Independiente Larga.
•
Para la edición de datos de confiabilidad de cada línea de transmisión en
el software NEPLAN, se considera que los datos de frecuencia de falla
(1/año.km) y tiempo medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base
de datos previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de falla
(1/año.km) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Estocástica
Independiente Larga.
•
Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (línea de
transmisión, transformador o barras del SNI), en el software NEPLAN, se
considera que los datos de frecuencia de mantenimiento (1/año) y tiempo
medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base de datos
previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de mantenimiento
(1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Planeada Larga.
76
•
Para los componentes para los que no se han calculado datos de
confiabilidad,
tales
como:
interruptores,
transformadores
de
dos
devanados, barras a 230 kV, 138 kV, y 69 kV, se toman índices
internacionales, esto es:
TABLA 3.1 Índices Internacionales[5].
COMPONENTE
INTERRUPTORES
TRANSFORMADORES
BARRAS
•
FRECUENCIA DE FALLA
[FALLAS/AÑO]
0,005
0,2
0,015
TIEMPO MEDIO DE REPARACION
[HORAS]
8
5
6
Para las compensaciones serie y paralelo se considera que estos
elementos no poseen fallas es decir son elementos ideales, el programa al
no detectar datos asignados a los elementos los asume como ideales.
3.3.3
ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN[25]
Para realizar un análisis de confiabilidad o un cálculo de los índices de
confiabilidad, el programa NEPLAN requiere los siguientes pasos:
•
Modelo de red
•
Modelo para líneas de transmisión y transformadores
•
Modelo de protección de los elementos
•
Sistema de puesta a tierra
•
Modelo de carga
•
Modelo del generador
[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo de la Confiabilidad del
Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el programa DIGSILENT.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
77
3.3.3.1 Modelo de Red
El análisis de confiabilidad requiere una representación detallada de la red a ser
simulada, basado en el modelo de flujo de carga, se debe añadir la siguiente
información:
•
Estadísticas de falla de los elementos de la red, tales como frecuencia de
falla y tiempo medio de reparación.
•
Topología de la red.
•
Dispositivos de apertura o cierre.
•
Duración de las operaciones de apertura o cierre, sean estas por
operaciones manuales, automáticas o controladas remotamente.
•
Conceptos de protecciones,
•
Sistema de puesta a tierra del sistema.
•
Características generación – carga.
•
Modelado del costo de interrupción.
En el presente caso se dispone de la mayoría de la información que se menciona
en el párrafo anterior, cada ítem se explicará mas adelante.
3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores
La modelación de estos elementos, requiere que se ingresen los siguientes datos:
•
Interrupción estocástica independiente corta y larga.
•
Interrupción por mantenimiento.
•
Desconexión manual.
•
Falla a tierra.
De la base de datos estadística previamente elaborada se ingresan datos
correspondientes a:
78
•
Interrupción estocástica independiente larga.
•
Interrupción planeada larga.
3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga
En el presente caso de estudio se asume como hipótesis que todas las
interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones estocásticas
independientes largas, ya que los datos estadísticos que se poseen contienen en
su mayoría frecuencias largas de interrupción, además se hicieron estudios
previos en base a ejemplos en los que se pudo verificar en los resultados que no
existe una diferencia sustancial al ingresar los interrupciones como cortas o
largas.
3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga
De igual forma que en el caso anterior se asume como hipótesis que todas las
interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones planeadas
largas, esto se debe a que los mantenimientos programados anuales en general
implican tiempos considerables.
3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos
En este caso de estudio no se poseen datos estadísticos de interruptores, por lo
que se asume índices internacionales característicos, que se mencionan en
consideraciones particulares, los cuales poseen datos para interrupción
estocástica independiente larga, con la respectiva duración media de interrupción.
79
3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema
El programa requiere información sobre los datos de puesta a tierra de los
elementos del sistema, esto se define en la pestaña Puesta a Tierra de las cajas
de diálogo de los transformadores, por medio del campo Z (0)/Z (1) máx. Si el
valor Z (0)/Z (1) máx se ajusta menor que 10, se asume que el sistema está
sólidamente aterrizado, de lo contrario se asume un sistema sin aterrizar (aislado)
o compensado. Para el presente caso de estudio se tiene que el sistema se
encuentra sólidamente aterrizado.
3.3.3.5 Modelo de carga
Para los análisis de Confiabilidad en redes eléctricas, los diferentes modelos de
carga y generación son muy importantes cuando se analizan escenarios de falla.
Una falla durante la fase de carga pico en una red seguramente tendrá
consecuencias más severas que una falla en los períodos de baja carga. Sin
embargo, el modelamiento de curvas de carga y generación conduce
teóricamente a un número infinito de modelos de carga. Para ahorrar tiempo de
cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A menudo, la
subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente.
3.3.3.6 Modelo de generador
Para el modelo de este elemento, el programa requiere que se defina los
siguientes datos a ser ingresados:
•
Interrupción estocástica independiente larga.
•
Duración de la interrupción
•
Tiempo de arranque
•
Probabilidad de falla en el arranque
80
•
Gradiente de potencia
•
Tiempo de restauración luego de una falla en el arranque
Para el presente estudio se ingresa todos los datos mencionados a excepción del
gradiente de potencia que en algunas unidades no se posee información.
3.3.4
SECUENCIA
DE
OPERACIONES
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD
EJECUTADAS
DURANTE
EL
[25]
En el cálculo de Confiabilidad, los primeros contribuyentes a los problemas son
las combinaciones de fallas. Tales combinaciones de fallas describen los
componentes que están simultáneamente fuera de servicio, debido ya sea al
traslape estocástico (como resultado de una falla) o al traslape planeado (como
resultado de la actividad de mantenimiento). El propósito del cálculo de
Confiabilidad es determinar y cuantificar la contribución hecha por todas las
combinaciones de falla relevantes, a la interrupción del suministro en los nodos de
carga.
Así como en el procedimiento manual utilizado por el proyectista o planificador,
esto implica dos pasos importantes: la generación de las combinaciones de falla y
la investigación de los efectos en el suministro en la red (análisis del efecto de
falla, AEF).
El primer método de generación de combinaciones de falla es la enumeración,
este implica definir todas las posibles combinaciones de elementos por encima de
una probabilidad mínima establecida, o hasta un número máximo de
componentes afectados simultáneamente. La alternativa a la enumeración es la
simulación, en la cual los componentes afectados se determinan aleatoriamente
con base en sus datos característicos.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
81
Procesamiento de datos de red
Generación de combinaciones
de falla mediante enumeración o
simulación
Análisis de efecto de falla
FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo
3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla
La parte crucial de estas operaciones secuenciales es generar combinaciones de
falla hasta un cierto orden deseado, es decir, hasta el número deseado de
componentes simultáneamente en falla. Para cada combinación, el programa
determina los diversos “eventos” que conducen a ella.
De esta manera, por ejemplo, una interrupción de orden simple de un interruptor
podría ocurrir debido a una función de sobreprotección o a un disparo manual
falso por parte del personal de operación. Las contingencias de orden doble
podrían ocurrir debido a fallas improbables independientes simultáneas en
componentes durante el trabajo de mantenimiento en otros componentes.
82
3.3.4.2 Análisis de efecto de falla
El análisis de efecto de falla se ejecuta en cada combinación de fallas. El software
determina entonces si en este estado el suministro de las cargas se encuentra
restringido.
En caso de que así sea, se hace un intento para restaurar el suministro de las
cargas aunque sea parcialmente.
El procesamiento de una combinación de fallas entrega al final un valor para la
contribución de esa combinación a las características de confiabilidad, expresado
como probabilidad. Para cada nodo de carga, se generan figuras para la
frecuencia y duración de la interrupción del suministro (no-suministro o bajo
suministro). La contribución de esta combinación de fallas se agrega a los
factores ya identificados, de modo que después del procesamiento de todas las
combinaciones de fallas relevantes se obtenga un panorama detallado de las
interrupciones que ocurren en cada nodo de carga.
3.3.5
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN[19],[20]
En la Figura 3.2 se muestra el proceso de cálculo que se lleva a cabo en el
programa.
Los sistemas se deben modelar en detalle para propósitos del cálculo de
confiabilidad. Por ejemplo, las topologías de las bahías de interruptores o tableros
y las duraciones de las operaciones de apertura o cierre manual y remoto juegan
una parte importante durante las contingencias. Basados en el modelo de flujo de
carga, un sistema requiere datos de entrada adicionales para el análisis de
Confiabilidad.
[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
83
FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN[20]
Un estudio de Confiabilidad puede incluir típicamente los siguientes pasos:
•
Modelar el sistema de estudio para cálculos de flujo de carga.
•
Definir topología de tableros y bahías de interruptores (incluyendo duración
de operaciones de apertura o cierre).
•
Especificar la configuración de protección de los tableros.
•
Especificar la puesta a tierra del sistema
•
Entrada y asignación de datos de Confiabilidad
•
Características de entrada de carga y generación (ver parámetros de
cálculo); asignar características a los elementos de carga y generación
•
Posiblemente definir grupos de fallas
•
Ajustar los parámetros de cálculo
•
Ejecutar el cálculo
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
84
•
Visualizar los resultados en el diagrama de red, por medio de tablas y
gráficos
•
Posiblemente hacer evaluaciones adicionales
•
Posiblemente repetir los pasos desde la ejecución de cálculo con el fin de
analizar diferentes casos de estudio.
En base a lo expresado se procede a modelar un sistema de potencia que en
primera instancia corresponde al Sistema Nacional Interconectado período de
demanda máxima e hidrología seca, para cálculos de flujo de carga. El diagrama
de la Figura 3.3, muestra el proceso del cálculo de confiabilidad que lleva acabo el
programa, a continuación se hará una descripción de cómo se van ingresando los
datos en el programa, así como los parámetros para la simulación respectiva.
FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN
3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red
85
Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los
datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, se procede a la
asignación de los datos de confiabilidad, se toma ejemplos para cada elemento
del sistema.
3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades Generadoras
Para el efecto se procede a dar doble click en la máquina sincrónica, se abre la
ventana Maquina Sincrónica, en el menú se elige Confiabilidad para asignar el
dato se da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y
se busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son
asignados. En la Figura 3.4 se puede apreciar lo descrito para la unidad 7, cuyo
tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “G_U7_PAUTE”.
FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica
86
3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores
Para el efecto se procede a dar doble click sobre el transformador, se abre la
ventana Transformador, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se
da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se
busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.
En la Figura 3.5 se puede apreciar lo descrito para el transformador MOLINO
AT2, cuyo tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “T_AT2_MOL_3U2”.
FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores
87
3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas
Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana
Línea, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el
botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se busca el tipo al que
corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados. En la Figura 3.6 se
puede apreciar lo descrito para la línea Molino – Pascuales C2, cuyo tipo de dato
de confiabilidad lleva el nombre “L_MOL_PAS_2_2”.
FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas
88
3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras
Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana
Nodo, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el
botón “…” junto a Tipo nodo, se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se
busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.
En la Figura 3.7 se puede apreciar lo descrito para la barra Molino a 230 kV, cuyo
tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “B_MLN_230”.
FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras)
89
3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores
Para los datos de confiabilidad a los elementos que no se poseen estadísticas de
su operación, falla y mantenimiento, el programa al no identificar datos asignados
a esos elementos los asume como elementos ideales, es decir sin fallas. En este
caso se ingresaron datos para interruptores tomando en cuenta los índices
internacionales.
FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores
90
3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas
Para asignar los datos de confiabilidad se da click en la pestaña Características
de carga y se elige Tipo 1 que es la característica que se muestra mas adelante
en Parámetros de Confiabilidad – Figura 3.11, para el tipo de datos se da click en
y se elige la carga que corresponda.
Para la opción límite de suministro parcial se ingresa el 25%, esto con el motivo
de permitir el suministro parcial de potencia en las cargas. En la opción de
número de clientes se ingresa el número de clientes de acuerdo a la distribución
en base a la estadística del sector eléctrico ecuatoriano, se hizo la distribución de
clientes para cada una de las cargas, teniendo en cuenta el área de concesión de
cada empresa de distribución.
Para la curva de costo de interrupción se procedió a buscar información acerca
del costo de interrupción (USD/kWh), pero al momento no existe un estudio que
otorgue un costo de energía no suministrada sin embargo se considera el valor de
300 USD/MWh hasta que el CONELEC efectúe el estudio correspondiente para
determinar el Costo de la Energía No Suministrada en el país. Se ingresa el valor
de 300 USD/MWh, es decir 0.3 USD/kWh, que se mantiene durante una hora de
interrupción, luego se considera un incremento si la interrupción se encuentra
entre una y dos hora, luego otro incremento si la interrupción va de dos a tres
horas y finalmente un costo máximo de 0.7 USD/kWh, que se mantendrá si la
interrupción es mayor a 3 horas. Lo expuesto se muestra en la Figura 3.9.
91
FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga
3.3.5.2 Parámetros de cálculo
Para modificar los parámetros de cálculo se debe seleccionar la opción del menú
Análisis – Confiabilidad – Parámetros... Aparece la caja de diálogo parámetros.
Este diálogo está compuesto por las pestañas General, Modelos de Falla, Límites
de Cargabilidad, Características de Carga, y Tipos de Datos de Confiabilidad. La
ventana luce de la siguiente manera:
92
FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad
3.3.5.2.1
Opción de menú General
En el menú parámetros de confiabilidad se encuentra la opción General, en la que
se elige dentro de la pestaña Análisis estado del sistema, se toma la opción Flujo
de Carga AC: Flujo de Carga complejo. Toma en cuenta las impedancias de rama
complejas y la potencia compleja, habilitando la detección de violaciones del
rango de voltaje permitido durante la implementación de medidas para restaurar el
suministro, por ejemplo. El tipo de cálculo complejo es necesario esencialmente
cuando hay alimentaciones enmalladas en la red de alto voltaje. Además se
asigna la moneda, que es la unidad monetaria para los diagramas y tablas de
salida. Se encuentra la duración de la apertura o cierre remoto, que son la
93
duración de las operaciones de apertura o cierre controladas remotamente, otro
dato que se debe especificar es la duración de la apertura o cierre manual, que es
la duración para operaciones de apertura o cierre manuales. Para protección en
tableros se toma la protección diferencial, que representa el disparo de todos los
interruptores conectados a los nodos en caso de fallas. Por otra parte para
configuración bahía interruptor, se toma la topología por defecto de la bahía de
interruptores para ramas conectadas directamente a nodos. Lo descrito es todo
en cuanto a los parámetros generales.
Previo al análisis se ingresaron los siguientes datos:
Dentro de la opción análisis de estado del sistema se escoge la opción flujo de
carga AC, debido a que el análisis de confiabilidad requiere previamente la
convergencia del flujo de carga AC.
En la opción deslastre de carga, se ingresa el 25%, esto debido a que es
recomendable utilizar deslastres de carga entre el 10% y 25% para evitar una
masiva desconexión de la carga ante la ocurrencia de un evento.
Para la opción ajustes por defecto, se utiliza 60 minutos para la apertura o cierre
manual, tiempo suficiente para realizar una operación bajo un evento dado. Para
protección de tableros se utiliza la protección diferencial que es la común por sus
características. En la opción dispositivos, bahía, interruptores se toma la
configuración barra-seccionador-interruptor que es la utilizado en el diagrama
unifilar.
En opciones para flujo de carga AC, se toma la opción Usar flujo de carga DC en
caso de que el flujo no converja.
3.3.5.2.2
Opción de menú Modelos de falla
94
Modos de Falla a considerar durante el cálculo de análisis de Confiabilidad, aquí
es donde el usuario puede definir los modelos de falla a ser simulados, es decir se
puede personalizar y analizar el efecto al realizar una simulación solo con fallas
simples, o fallas múltiples, en definitiva una gama de combinaciones que se
pueden ir analizando.
3.3.5.2.3
Opción de menú Límites de cargabilidad
El cálculo de Confiabilidad permite entrar diferentes niveles de sobrecargabilidad
térmica para Cables, Líneas aéreas, Transformadores y Acoples. Para un tiempo
relativamente corto es completamente posible sobrecargar los elementos lejos de
sus valores límite. Se distinguen tres rangos de tiempo: corto, plazo, mediano
plazo y largo plazo. Los dos campos de la fila Límites de Tiempo definen las
duraciones de corto y mediano plazo. La duración del largo plazo es infinita
(estado estable).
3.3.5.2.4
Opción de menú Características de carga
Como ya se explicó en el modelo de carga, en esta opción del menú se pude
realizar el modelamiento de curvas de carga y generación pero como se dijo esto
conduce teóricamente a un número infinito de modos de carga. Para ahorrar
tiempo de cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A
menudo, la subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente. Esta
opción se la puede dejar sin efecto.
En este caso se hace uso de una curva característica de carga, esta característica
se toma de la curva de carga diaria característica del SNI, tomada del Plan de
Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC. De dicha curva de carga se establecen
cuatro estados de carga, las 24 horas del día se las ingresa en porcentaje y su
sumatoria debe dar 100%, las características de dichos estados se establecen en
95
pu y son función de las horas que la curva permanece en un intervalo de tiempo
determinado. Lo descrito se muestra en la Tabla 3.2:
TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SIN[23].
Estados
1
2
3
4
TOTAL
h
5
5
10
4
24
%
20,83
20,83
41,67
16,67
100
Característica
0.55
0.7
0.75
1.0
FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga
[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.
96
3.3.5.2.5
Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad
Los tipos de datos de Confiabilidad se pueden asignar a cada elemento de red.
Para elementos sin tipo de datos asignado, los tipos de datos por defecto se
utilizarán durante el cálculo de Confiabilidad. Estos tipos de datos por defecto se
pueden definir para Nodos, Líneas aéreas, Cables, Transformadores, Cargas,
Unidades
de
Generación,
Interruptores
e
Interruptores
de
Desconexión
(Seccionadores). Es permitido dejar vacíos los campos de los tipos de datos por
defecto. En este caso, los elementos que no tienen tipos de datos asignados se
asumen como ideales (sin interrupciones). Mediante los botones „...“se obtiene
una lista de todos los datos de Confiabilidad existentes del tipo correspondiente.
Al hacer click en el botón Lista…, se obtiene una ventana general o de resumen
de todos los tipos de datos existentes en el proyecto actual.
3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad
Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los
datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, y se han
asignado los tipos de datos a los elementos del sistema se procede a la ejecución
del análisis, antes de proceder a la ejecución se pueden verificar los datos de tipo
de confiabilidad que se han asignado a todos los elementos. Para la ejecución del
cálculo de confiabilidad, luego de un flujo de carga exitoso y de haber asignado
los parámetros de confiabilidad, se procede a dar click en la pestaña
del proyecto, se selecciona confiabilidad, y se presiona calcular .
FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad.
del menú
97
CAPÍTULO IV
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN EN EL
PROGRAMA NEPLAN
4.1 INTRODUCCION
En este capítulo se presentan los resultados obtenidos en la aplicación de la
metodología expuesta en el capítulo III tanto para la elaboración de la base de
datos que contiene los índices de confiabilidad de los elementos del sistema como
para el análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado utilizando el
software NEPLAN.
El análisis se realiza para dos escenarios uno que considera la demanda máxima
del período de baja hidrología del año 2007 y el escenario de demanda máxima
del período de baja hidrología para el año 2012.
Con la simulación del análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado
en el software NEPLAN se obtienen los índices de confiabilidad del SNI, en su
conjunto e índices de confiabilidad para cada carga modelada en el sistema.
98
4.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja
hidrología del año 2007, se realizó una evaluación en la que se toma en cuenta el
diagrama unifilar del SNI para el presente año.
Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja
hidrología del año 2012, se realizó una evaluación en la que se considera la
integración de los diferentes proyectos que constan en el Plan de expansión de
TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2017, versión Mayo 2007.
Para las cargas consideradas en los dos escenarios en estudio se ingresó la
curva de demanda de carga diaria característica del SNI.
4.3 INGRESO
DE
LA
CURVA
DE
CARGA
DIARIA
CARACTERÍSTICA DEL SISTEMA
Para obtener un mejor análisis de confiabilidad se hace necesario ingresar la
curva de carga diaria característica del sistema en cada una de las cargas del
SNI. Caso contrario el programa asumirá que la carga permanece en todo
momento en su valor máximo durante el transcurso del día. La curva de carga
característica fue tomada del Plan de Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC y
se presenta en la Figura 4.1.
99
FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema
4.4 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN
4.4.1
OPCIONES DE FILTRO[25]
El software NEPLAN permite personalizar los resultados arrojados, utilizando
opciones de filtro (Figura 4.2.). Una vez que se ha simulado, el programa otorga
una evaluación por defecto, luego se elige la opción de filtro y se presiona
evaluar. Para los análisis realizados en el presente estudio se ha escogido la
opción de filtro Fallas Simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos
ingresados en cada elemento del sistema. Los resultados que se pueden obtener
del sistema se presentan en la Tabla 4.1.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
100
FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro – Fallas
simples.
TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema
Índice
Unidad
Descripción
N
-
SAIFI
1/año
SAIDI
min/año
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
CAIDI
h
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
ASAI
%
Índice de disponibilidad de servicio promedio
F
1/año
T
h
Q
min/año
P
MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema
W
MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema
C
US$/año Costos totales de interrupción de carga
Número total de clientes atendidos.
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
Duración media de interrupción de las cargas del sistema
No disponibilidad de servicio del sistema
101
Los índices SAIDI, SAIFI, CAIDI, ASAI se los obtiene de la siguiente manera:
n
SAIFI =
∑ Fi * Ni
i =1
n
[4.1]
∑ Ni
i =1
Donde:
Fi: Frecuencia de interrupción del elemento i. El elemento i hace referencia a las
cargas del sistema
Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.
n
SAIDI =
∑ Qi * Ni
i =1
n
[4.2]
∑ Ni
i =1
Donde:
Qi: Probabilidad de interrupción del elemento i. El elemento i son la cargas del
sistema
Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.
CAIDI =
SAIDI
SAIFI
Donde:
SAIDI: Índice de duración de la interrupción promedio del sistema.
SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema.
[4.3]
102
ASAI =
8760(60 ) − SAIDI
* 100
8760(60 )
[4.4]
Donde:
El valor 8760 son las horas de período estadístico anual, están multiplicadas por
60 para expresar el valor en minutos. El resultado está expresado en porcentaje.
Los índices F, T, Q, P y W que se muestran en la Tabla 4.1 se pueden obtener de
la siguiente forma:
FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad
Los índices de confiabilidad que se obtienen para las cargas, son los siguientes:
103
TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas
Índice
Unidad
Descripción
F
1/año
T
h
Q
min/año
P
MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema
W
MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema
C
US$/año Costos totales de interrupción de carga
Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
Duración media de interrupción de las cargas del sistema
No disponibilidad de servicio del sistema
F: Frecuencia esperada de la interrupción del suministro por año.
Q: Probabilidad esperada de la interrupción en minutos u horas por año.
T: Duración promedio de las interrupciones de los clientes.
P: Potencia interrumpida
W: Energía interrumpida.
C: Costos de interrupción del suministro de energía.
4.4.2
RESULTADOS EN NEPLAN
Para poder visualizar los resultados en NEPLAN el programa ofrece las siguientes
posibilidades:
Sobre el diagrama, y con colores de acuerdo a los resultados de los índices
de confiabilidad obtenidos.
En tablas, con la ayuda del menú dentro del análisis de confiabilidad, se
puede desplegar tablas con los índices mencionados.
Mediante gráficos en los que se pueden analizar cada índice de acuerdo a
los requerimientos del análisis.
104
FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN
4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN
PREVIA
A
LA
OBTENCIÓN
DE
LOS
ÍNDICES
DE
CONFIABILIDAD.
Los datos utilizados para la simulación, del periodo de demanda máxima para el
estiaje del año 2007 se presentan en el Anexo 1, desde la Tabla 1 hasta la
Tabla10.
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS[20],[25]
A continuación se presenta el análisis e interpretación de los resultados obtenidos
en la simulación realizada en el software NEPLAN para los dos escenarios de
estudio.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
105
En el escenario del 2007, se identifican los puntos o zonas débiles en la red de
transmisión y se identifican que elementos del SNI tienen mayor incidencia sobre
el nivel de energía no suministrada. Para el escenario 2012 se realiza su
validación en base a los resultados de índices de confiabilidad tales como: índice
de frecuencia de interrupciones promedio del sistema [SAIFI], índice de duración
de interrupciones promedio del sistema [SAIDI], índice de duración de
interrupciones promedio por cliente [CAIDI], índice de disponibilidad de servicio
promedio [ASAI], Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema [F],
duración media de interrupción de las cargas del sistema [T], no disponibilidad de
la carga del sistema [Q], potencia de carga interrumpida del sistema [P], y energía
de carga no suministrada del sistema [W] y se realiza una comparación con el
escenario 2007.
4.6.1
RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2007
PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA
Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2007, se
procede a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de
confiabilidad del mencionado período. Se obtuvo los resultados para fallas
simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada
elemento del sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en
general, como para las cargas. Los valores obtenidos para los índices de carga
del sistema se aprecian en la Tabla 4.3:
106
TABLA 4.3. Índices de carga del sistema
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Índice
N
SAIFI
SAIDI
CAIDI
ASAI
F
T
Q
P
W
C
Unidad
1/año
min/año
h
%
1/año
h
min/año
MW/año
MWh/año
US$/año
Valor
3169569
1.062
126.978
1.992
99.976
37.085
1.622
3608.943
1758.725
3056.142
782564.107
Descripción
Número total de clientes atendidos.
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
Índice de disponibilidad de servicio promedio
Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
Duración media de interrupción de la carga total del sistema
No disponibilidad de la carga total del sistema
Potencia de carga interrumpida total
Energía de carga total no suministrada
Costos totales de interrupción de carga
El índice SAIFI, representa al valor promedio de 1.062 [1/año], que quiere decir
que el sistema tiene por lo menos una falla al año. El [SAIDI] significa una
duración promedio de 126.978 [min/año] o 2.11 [h/año], es decir que el sistema
tiene en promedio una falla y que la duración de esa falla es aproximadamente
dos horas, el valor de la duración de la falla corresponde al 0.024% del total de
horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos índices anteriores se
tiene un valor de 1.992 [h] por cliente, quiere decir que cada usuario tendrá en
promedio dos horas de interrupción del servicio al año. Se puede observar que el
índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra en un valor aceptable,
pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados completos se aprecian en el
Anexo 2, Tablas 1 y 2.
4.6.1.1 Índices por carga
En la Tabla 4.4, se hace una comparación de los resultados presentados en el
Anexo 2, Tabla 1, se determina que cargas poseen los mejores y peores
resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía
no suministrada.
107
TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga.
INDICE
UNIDAD
TOTAL
NOMBRE DEL
ELEMENTO
MEJOR
VALOR
NOMBRE DEL
ELEMENTO
PEOR
VALOR
F
Prob
W
[1/año]
[min/año]
[MWh/año]
37.085
3608.943
3056.14
C_PUYO
C_PUYO
C_CEDEGE_PAS
0.143
21.558
0.007
C_Jivino
C_EMEPE_POS
C_CATEG_POL
6.797
604.526
223.363
La frecuencia de falla 37.085 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de
todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 3608.943 [min/año],
corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos
los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el
tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 3056.14
[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a
la energía no suministrada de cada carga.
4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla
El sistema modelado posee 1457 elementos, divididos entre 133 generadores,
129 transformadores, 119 líneas de transmisión, 245 barras, 700 interruptores, 11
elementos de compensación, 53 cargas y 67 seccionadores. Para el análisis se
procedió a verificar el aporte de cada tipo de elemento para cada índice de
confiabilidad del sistema. De esto se extrae lo siguiente:
TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla.
ELEMENTOS
#
F [1/año]
T [h]
Prob [min/año]
P [MW/año]
W [MWh/año]
Transformadores de 3d
60
13,418
57,081
1274,38
691,26
947,196
Transformadores de 2d
69
0,8
13,334
160
15,93
33,008
Líneas de transmisión
119
15,422
4,967
739,048
346,689
217,834
Interruptores
700
1,896
2977,208
819,174
194,325
1242,086
Barras
245
5,557
533,04
616,333
510,51
616,016
37,093
1,62
3608,935
1,758,714
3056,14
TOTAL
De los resultados mostrados en la Tabla 4.5 se aprecia que la mayor frecuencia
de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los
108
transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde
a los interruptores. Para la determinación del tiempo total de interrupción T [h] se
aplica la siguiente expresión:
 h 
Pr obTOTAL 

 año 
T=
 1 
FTOTAL 

 año 
3608,935
60
T=
= 1,62[h]
37,093
Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres
devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada corresponde a
los interruptores, este valor no se ajusta exactamente a la realidad del sistema
debido a que para los interruptores no se tiene información respecto a su
operación, falla y mantenimiento. Para su modelación se utilizaron valores de
estadísticas internacionales, con el objeto de no considerarlos ideales y evitar
resultados optimistas.
4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI
Como se aprecia en la Tabla 4.4, la carga con la peor frecuencia de falla es
C_Jivino, dicha carga se encuentra ubicada en la zona nororiental, zona que
presenta conflictos, debido a su situación geográfica y débil conexión eléctrica con
el SNI. La configuración eléctrica de esta zona se puede apreciar en la Figura 4.5.
109
FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla.
Para ubicar otros puntos débiles se analizan los resultados presentados en el
Anexo 2, de este análisis se encuentra que las cargas que presentan valores
elevados de frecuencia de falla son los siguientes:
En primer lugar está la carga C_EMELRIOS_BAB posee un valor de 6.035
[1/año], la configuración eléctrica de la zona de conexión de esta carga se
muestra en la Figura 4.6.
110
FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla.
También se puede apreciar que la carga C_EMEPE_POS posee un valor de
frecuencia de falla de 4.824 [1/año], la configuración eléctrica de la zona a la cual
se conecta esta carga se muestra en la Figura 4.7.
111
FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla
Finalmente se encuentran las cargas C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS, las
cuales poseen un valor de frecuencia de falla de 2.976 [1/año]. La configuración
eléctrica de la zona a la cual se encuentran conectadas estas cargas se puede
apreciar en la Figura 4.8.
112
FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de falla
Las cargas mencionadas son las que poseen los valores más significativos de
frecuencia de falla. El resto de cargas poseen valores entre 0 y 2 [1/año]. Cabe
señalar que los resultados que poseen las cargas son consecuencia de la
evaluación realizada por el programa.
Para disminuir los valores elevados de frecuencia de falla se pueden considerar
las siguientes sugerencias:
113
En primer lugar, realizar una revisión periódica del estado de funcionalidad
de cada componente, realizando mantenimientos programados en
intervalos de tiempo menores a los considerados en la actualidad.
Tener especial cuidado en el mantenimiento de los interruptores y sistemas
de protecciones en general.
Dependiendo del diseño de la red se puede implementar:
o
Doble circuito, para el caso de líneas.
o Un transformador adicional en las S/E.
o Una conexión adicional con el punto mas cercano
Implementar un punto de generación en el sitio.
Todas las sugerencias deben tener un análisis técnico y económico, para poder
elegir la opción adecuada que considere el mejoramiento de la confiabilidad del
servicio al menor costo. Cabe señalar que en algunos casos puede ser necesaria
la aplicación de varias de las sugerencias mencionadas.
4.6.1.3.1
Caso C_Jivino
Para el caso de la carga C_Jivino se puede conectar la línea Coca – Jivino de 69
kV. Al conectar la línea se puede observar que la frecuencia de falla disminuye a
2.272 [1/año]. El efecto en el sistema es mínimo, esta implementación contribuye
a mejorar la zona afectada, el resto del sistema se mantiene en similares
características.
114
FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV
Si se conecta generación en la barra Jivino 69 kV la frecuencia de falla disminuye
a
0.133 [1/año], esta implementación ayuda a disminuir sustancialmente la
frecuencia de falla, pero se debe considerar los costos operativos que implica.
115
FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO
4.6.1.3.2
Caso C_ EMELRIOS_BAB
Para este caso una primera solución para mejorar el índice de frecuencia de falla
es implementar un doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo (L_MIL_BAB). El
índice se reduce a 3.545 [1/año], los resultados se pueden apreciar en la Figura
4.11.
116
FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito
(L_MIL_BAB)
Existe la posibilidad de reducir la frecuencia de falla para ello se puede
implementar un transformador adicional de similares características al que se
encuentra ubicado entre las barras B_BBH_138 y B_BBH_69, el objetivo se logra,
obteniendo una frecuencia de 1.383 [1/año], pero cabe recalcar que esta
implementación seria más costosa. Los resultados se pueden apreciar en la
Figura 4.12.
117
FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito (L_MIL_BAB)
y transformador adicional
4.6.1.3.3
Caso C_ EMEPE_POS
Para el caso de esta carga, debido a su ubicación, se implementa un doble
circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS), con esto la frecuencia de
falla disminuye a 1.329 [1/año], mejorando la confiabilidad de la zona. Los
resultados se pueden apreciar en la Figura 4.13
118
FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS
4.6.1.3.4
Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS
En este caso las dos cargas se encuentran en el mismo barraje, por lo que para
reducir la frecuencia de falla se implementa un trasformador adicional de similares
características al que se encuentra ubicado entre las barras B_PSC_138 y
B_PSC_69, la frecuencia de falla toma un valor de 1.314 [1/año], para cada carga.
Los resultados se pueden apreciar en la Figura 4.14.
119
FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador adicional
En relación con los niveles de energía no suministrada se observa que el mayor
valor pertenece a la carga C_CATEG_POL, el cual es de 223.363 [MWh/año].
Este estado se muestra en la Figura 4.15.
120
FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada
Una solución para reducir el nivel de energía no suministrada es la
implementación de un transformador adicional de similares características al que
se encuentra ubicado entre las barras B_PLC_138 y B_PLC_69, hecho esto la
energía no suministrada toma un valor de 118.204 [MWh/año]. Los resultados se
pueden apreciar en la figura 4.16.
121
FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador adicional
4.6.2
RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2012
PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA
Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2012 se procede
a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de confiabilidad
del escenario en estudio. Se obtuvo los resultados para fallas simples, debido a
que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada elemento del
sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en general, como
para las cargas en particular. Los valores obtenidos para los índices de carga del
sistema se aprecian en la Tabla 4.6:
122
TABLA 4.6: Índices de carga del sistema
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Índice
N
SAIFI
SAIDI
CAIDI
ASAI
F
T
Q
P
W
C
Unidad
1/año
min/año
h
%
1/año
h
min/año
MW/año
MWh/año
US$/año
Valor
3928996
0.64
56.311
1.465
99.989
27.398
1.484
2439.452
1542.141
1986.198
655863.191
Descripción
Número total de clientes atendidos.
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
Índice de disponibilidad de servicio promedio
Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
Duración media de interrupción de la carga total del sistema
No disponibilidad de la carga total del sistema
Potencia de carga interrumpida total
Energía de carga total no suministrada
Costos totales de interrupción de carga
El índice [SAIFI], representa al valor promedio de 0,64 [1/año], que quiere decir
que el sistema tiene una falla cada año y medio. El [SAIDI] significa una duración
promedio de 56,311 [min/año] o 0,94 [h/año], es decir que el sistema tiene en
promedio una falla cada año y medio y que la duración de esa falla es
aproximadamente una hora, el valor de la duración de la falla corresponde al
0.011% del total de horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos
índices anteriores se tiene un valor de 1.465 [h] por cliente, quiere decir que cada
usuario tendrá en promedio una hora y media de interrupción del servicio al año.
Se puede observar que el índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra
en un valor aceptable, pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados
completos se presentan en el Anexo 2, Tablas 3 y 4.
4.6.2.1
Índices por carga
En la Tabla 4.7, se hace una comparación de los resultados presentados en el
Anexo 2, Tabla 3, se determina que cargas poseen los mejores y peores
resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía
no suministrada.
123
TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga.
INDICE
UNIDAD
TOTAL
NOMBRE DEL
ELEMENTO
MEJOR
VALOR
NOMBRE DEL
ELEMENTO
PEOR
VALOR
F
Prob
W
[1/año]
[min/año]
[MWh/año]
27.398
2439.452
1986.198
C_GUALACEO
C_GUALACEO
C_MACAS
0.02
6.404
0.793
C_EMEPE_POS
C_EMEPE_POS
C_CATEG_POL
4.861
558,253
196.141
La frecuencia de falla 27.398 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de
todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 2439.452 [min/año],
corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos
los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el
tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 1986.198
[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a
la energía no suministrada de cada carga.
4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla
El sistema modelado posee 1774 elementos, divididos entre 149 generadores,
160 transformadores, 151 líneas de transmisión, 297 barras, 861 interruptores, 15
elementos de compensación, 61 cargas y 80 seccionadores. Para el análisis se
procedió a verificar el aporte de cada elemento para cada índice de confiabilidad
del sistema. De esto se puede extraer lo siguiente:
TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla.
ELEMENTOS
#
F [1/año]
T [h]
Prob [min/año]
P [MW/año]
W [MWh/año]
Transformadores de 3d
75
9,663
57,977
1,034,259
709,629
851,133
Transformadores de 2d
85
0,266
15
80
7,191
25,126
Líneas de transmisión
151
10,686
2,906
410,559
318,931
165,38
Interruptores
861
0,891
1,646,097
234,606
98,779
296,965
Barras
297
5,691
629,455
680,008
407,622
647,605
27,197
1,49
2,439,432
1,542,152
1,986,209
TOTAL
124
De los resultados mostrados en la Tabla 4.8 se aprecia que la mayor frecuencia
de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los
transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde
a los interruptores, cabe mencionar que para la determinación de tiempo total de
interrupción T [h] se aplica la siguiente expresión:
 h 
Pr obTOTAL 

 año 
T=
 1 
FTOTAL 

 año 
2439.452
60
= 1,49[h ]
T=
27.197
Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres
devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada también
corresponde a los transformadores de tres devanados.
4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI
Luego de obtener los resultados para este periodo se observa que en relación al
período 2007 existe una mejoría en los puntos débiles determinados en este
último escenario. Para el caso de C_Jivino se puede observar que en esta zona
no se presentan problemas de elevada frecuencia de falla.
Para el caso de C_EMELRIOS_BAB, se observa una disminución de la frecuencia
de falla, cuyo valor es 3.759 [1/año], esto debido a que el plan de expansión
considera la instalación de un transformador adicional entre las barras
B_BBH_138 y B_BBH_69. Esta sugerencia fue mencionada en 4.6.1.3.2, pero
como se indico si se implementa doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo
(L_MIL_BAB) la frecuencia de falla disminuye.
125
Para el caso de C_EMEPE_POS, en este escenario posee la mayor frecuencia de
falla este valor es 4.814 [1/año], como se menciono en 4.6.1.3.3, esta zona tiene
problemas de frecuencia de falla, y se sugirió la implementación de un doble
circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS).
Finalmente para el caso de C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS se puede
observar que la frecuencia de falla es de 2.766 [1/año], para ambas cargas, estos
valores son similares a los del escenario 2007, la frecuencia de falla puede
mejorar si se implementa la sugerencia mencionada en 4.6.1.3.4.
En conclusión para este escenario existen problemas de frecuencia de fallas pero
en comparación con el período 2007 estos valores son menores. Para comparar,
la mayor frecuencia de falla en el período 2007 fue de 6.797 [1/año], mientras que
para el período 2012 es de 4.814 [1/año].
4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012
MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD
La planificación de la expansión del sistema eléctrico es un factor que resulta
trascendental en cuanto a la confiabilidad del SEP. Tener una adecuada
seguridad, calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo
cual implica numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema,
específicamente en cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento
al mínimo costo con aceptables niveles de confiabilidad.
El tener o mantener ciertos niveles de confiabilidad en el sistema, involucra
aspectos de planificación tanto de corto como largo plazo, tanto a nivel de
generación, transmisión y distribución. En el corto plazo, involucra básicamente la
operación confiable del sistema, junto a la previsión de demanda por un período
126
de tiempo. En el largo plazo, el tema de la expansión se sujeta a ciertos criterios
de seguridad, minimizando costos para el abastecimiento de la demanda.
El estudio estadístico de fallas en todos los componentes es una parte importante
para el análisis de confiabilidad en un sistema de potencia, cuando se trata de
una validación del planeamiento se convierte en una herramienta fundamental.
En la Figura 4.17 se puede apreciar dos escenarios, el escenario pasado, en el
que se observa el comportamiento de los elementos, al tener una estadística de la
operación – falla de los elementos en un cierto tiempo. Con el análisis de
confiabilidad se puede hacer una predicción del comportamiento futuro del
sistema, corresponde al escenario futuro por lo que se puede decir que los datos
históricos son necesarios para calcular la probabilidad de contingencias en el
futuro.
FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema[20].
4.7.1
ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007 Y 2012.
Con los resultados obtenidos en el análisis de confiabilidad para el escenario
2007 y para el escenario 2012, se procede a realizar una comparación de
resultados, esto se puede apreciar en la siguiente tabla:
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS –
CONELEC, Mayo
127
TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos escenarios.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Índice
Unidad
N
1/año
min/año
h
%
1/año
h
min/año
MW/año
MWh/año
US$/año
SAIFI
SAIDI
CAIDI
ASAI
F
T
Q
P
W
C
Valor
2007
2012
3169569
1,062
126,978
1,992
99,976
37,085
1,622
3608,943
1758,725
3056,142
782564,107
3928996
0,64
56,311
1,465
99,989
27,398
1,484
2439,452
1542,141
1986,198
655863,191
Descripción
Número total de clientes atendidos.
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
Índice de disponibilidad de servicio promedio
Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
Duración media de interrupción de las cargas del sistema
No disponibilidad de la carga del sistema
Potencia de carga interrumpida del sistema
Energía de carga no suministrada del sistema
Costos totales de interrupción de carga
Como se observa el SAIFI bajo en un 39.736 %, el SAIDI bajo en un 55.653 %, el
CAIDI disminuye en 26.456 % y el índice ASAI mejoro en un 0.013 %. Para la
frecuencia de falla existe una disminución del 26.121 %, la duración media de la
interrupción baja en un 8.508 % y la probabilidad de falla bajo en un 32.405 %. La
potencia de interrupción disminuye en un 12.315 %, y la energía no suministrada
baja en un 35.010 %.
Con estos resultados se puede concluir que el escenario planteado para el año
2012 período de máxima demanda e hidrología seca, posee una disminución
considerable de los niveles de energía no suministrada. En cuanto a los otros
índices, existe una reducción en sus valores lo que representa una mejor
confiabilidad en el sistema, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el
suministro de energía eléctrica.
La disminución de energía no suministrada da la pauta para validar el plan de
expansión propuesto, cabe mencionar que los niveles de energía no suministrada
se pueden mejorar reforzando el sistema, ya sea mediante la implementación de
circuitos paralelos, transformadores adicionales en las S/E o en su defecto ubicar
nuevos puntos de generación. Por lo expuesto el plan de expansión propuesto por
TRANSELECTRIC para el año 2012 técnicamente es viable. Estos resultados
tendrán validez si se cumple con el plan de expansión y con los proyectos a
128
ejecutarse dentro del mismo, tanto para el sistema de generación como para la
red de transmisión.
4.7.2
EVALUACIÓN ECONÓMICA[22]
Dado el nivel de inversiones y la búsqueda de un desarrollo económico y
sustentable, se deben buscar las herramientas que permitan establecer
parámetros de comparación entre los costos y beneficios que acarrea el
establecer ciertos niveles de eficiencia. Desde el punto de vista netamente
teórico, el situarse en el óptimo del mercado involucraría el conocer tanto el costo
que tiene para las empresas eléctricas el entregar el producto o suministro con un
cierto grado de confiabilidad, como el costo que tiene para los clientes el ser
suministrado con cierta falta de esta. Lo anterior se representa en la figura 4.18.
FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad[20].
Actualmente en nuestro país no existe un estudio que otorgue un costo de
energía no suministrada sin embargo con la finalidad de establecer valores
monetarios al análisis realizado, se considera un valor entre 300 USD $/MWh y
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
[22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado de los sistemas
eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.
129
700 USD $/MWh. Según los niveles de energía no suministrada obtenidos para el
año 2007 y para el año 2012, se pueden obtener los costos que se presentan en
la Tabla 4.10.
TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada
PERÍODOS
ENERGÍA NO SUMINISTRADA
año
2007
2012
MWh/año
3056,142
1986,198
COSTOS $/MWh
300
916842,6
595859,4
700
2139299,4
1390338,6
Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de
los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del
servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del
presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en
generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el
desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector
eléctrico.
130
CAPÍTULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Para la realización del presente proyecto se ha desarrollado una base de datos
estadísticos de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI
considerando los últimos 6 años de operación. Se utilizó el software NEPLAN que
permite realizar el análisis de confiabilidad del SNI, considerando los escenarios
correspondientes a los años 2007 y 2012 en sus correspondientes períodos de
hidrología seca.
Se determinaron índices de confiabilidad del sistema nacional interconectado para
el año 2007, tales como el índice de frecuencias de interrupciones promedio del
sistema (SAIFI), Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
(SAIDI), Índice de duración de interrupciones promedio por cliente (CAIDI), Índice
de disponibilidad de servicio promedio (ASAI), Frecuencia de interrupción de las
cargas del sistema (F), Duración media de interrupción de las cargas del sistema
(T), Indisponibilidad de servicio del sistema (Q), potencia de carga interrumpida
del sistema P y energía no suministrada del sistema W. De los resultados
obtenidos, el nivel de confiabilidad del SNI se encuentra en 99.976 %.
La confiabilidad que tiene un sistema de potencia se asocia a su capacidad de
respuesta frente a contingencias, garantizando la continuidad de servicio, la
seguridad, calidad y suficiencia del suministro eléctrico. En este estudio la energía
no suministrada del año 2007 es 3.056 GWh/año y la demanda para este año se
estima en 11596 GWh/año, por lo que el nivel de energía no suministrada
representa un 0.02 % del total de la demanda anual del sistema.
131
El estudio plantea alternativas de mejora en los niveles de confiabilidad de los
puntos considerados como débiles en base al reforzamiento de la red de
transmisión o a la implementación de nuevas unidades de generación.
Para el escenario planteado para el año 2012 se realizó el análisis de
confiabilidad y los resultados validan el plan de expansión para este año, en
función de que los niveles de energía no suministrada disminuyeron a 1986.198
MWh/año lo que representa el 0.012 % de 16436 GWh/año de demanda
proyectada para este año, esto significa una reducción del 35 % del nivel de
energía no suministrada obtenida en el año 2007 y una mejora en el nivel de
confiabilidad que alcanza un nivel de disponibilidad de 99.989 %.
Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de
los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del
servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del
presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en
generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el
desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector
eléctrico.
5.2 RECOMENDACIONES
Se recomienda llevar a cabo una estadística de operación, falla y mantenimiento
de todos los elementos del sistema, esto permitirá en el futuro obtener índices de
confiabilidad mejor ajustados a la realidad del sistema. Tener una estadística
global del sistema es un requisito indispensable para llevar a cabo un correcto
análisis de confiabilidad.
Se recomienda aplicar las sugerencias planteadas en el capítulo IV en los puntos
4.6.1.3.1 al 4.6.1.3.4 para mejorar la confiabilidad en las zonas consideradas
débiles y así disminuir los niveles de energía no suministrada del sistema.
132
Se recomienda analizar los cronogramas establecidos para la realización de
mantenimientos preventivos en base a análisis de sensibilidad de índices de
confiabilidad. En el mismo sentido se recomienda optimizar la ejecución de las
tareas para mantenimientos correctivos ante contingencias, con la finalidad de
reducir los tiempos de indisponibilidad y de esta forma mejorar los índices de
confiabilidad del sistema.
De los resultados obtenidos, para el año 2012, se tiene que el plan de expansión
no considera reforzamiento de los puntos débiles presentados en el año 2007,
tales como C_EMEPE_POS, C_CATEG_PAS Y C_EMELGUR_PAS, por lo que
se sugiere tomar en cuenta los resultados obtenidos en el presente trabajo de
investigación con el objeto de que los futuros planes de expansión consideren
análisis de confiabilidad en su planeamiento.
Se recomienda la realización del estudio que determine el costo de la energía no
suministrada, para usuarios residenciales, comerciales e industriales. De esta
manera se podrá estimar los costos por energía no suministrada y en función de
ellos la realización de planes de expansión que involucren análisis económicos
que evalúen adecuadamente el impacto sobre la economía social que significa el
manejo de índices de confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.
133
CAPÍTULO VI
6 BIBLIOGRAFÍA
[1] UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de
Confiabilidad de los Sistemas Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.
[2] CENACE, Dirección de Operación, Procedimientos de Índices de Confiabilidad.
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del
suministro eléctrico en el Ecuador.
[4] HERNANDEZ JACHO, Eddison Fernando. Análisis de Confiabilidad del
Sistema de Generación Ecuatoriano. 2006.
[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo
de la Confiabilidad del Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el
programa DIGSILENT.
[6] BILLINTONG, Roy. Reliability Evaluation of Power Systems. 1996.
[7] GRECO, Gustavo Daniel. Valoración de Confiabilidad de Suministros de
Energía Eléctrica Interconectados considerando las restricciones más
importantes de la red de transporte. Universidad Nacional de San Juan Argentina. Febrero 2000.
[8]
CENACE,
Dirección
de
Operación,
Procedimientos
de
Confiabilidad.
[9] CENACE, Dirección de Operación, Bitácoras diarias de Operación.
Índices
de
134
[10]
TRANSELECTRIC
S.A,
Protecciones
y
Control
de
Operación
y
Mantenimiento, Bitácoras diarias de Operación.
[11] SOTO, Manuel Ricardo. Cálculo de Índices Nodales y Funcionales de
Confiabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia. 1997.
[12] ZAPATA, Carlos Julio. Modelamiento de Componentes de sistemas
Compuestos Generación – Transmisión para estudios de Confiabilidad.
Agosto 2004.
[13] ARRIAGADA, Aldo Gary. Evaluación de Confiabilidad en Sistemas Eléctricos
de Distribución. 1994.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 –
Cálculos de Confiabilidad. Septiembre 2004.
[15] OCONNOR, Patrick, Practical Reliability Engineering, 1991.
[16] OSAKI, Shunji, Stochastic System Reliability modeling.
[17] Plan Nacional de Electrificación 2006 – 2015, CONSEJO NACIONAL DE
ELECTRICIDAD (CONELEC).
[18] Plan Expansión de TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2015, versión Mayo
2007.
[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS –
CONELEC, Mayo 2007.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS –
CONELEC, Mayo 2007.
135
[21] GOLD BOOK IEEE. IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable
Industrial and Commercial Power Systems - Chapter 8 Basic concepts of
reliability analysis by probability methods. December 1997.
[22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado
de los sistemas eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.
[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN –
ARGENTINA. Electric Power: Transmission and Generation Reliability and
Adequacy.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
136
ANEXOS
ANEXOS
137
ANEXO 1
Tabla 1: Datos Generadores
Referencia de la base de datos
Tipo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Datos ingresados en NEPLAN
Prob falla
arranque
arranque
Gradiente de
potencial
%/min
0.00000
0.00000
9.00000
2.50000
0.00000
0.00000
0.83333
0.50000
1.00000
1.83333
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
7.00000
1.66667
8.00000
0.00000
0.00000
2.11481
0.93778
0.00000
0.00000
1.44000
1.67222
3.33056
0.60758
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
0.00000
2.19087
12.97656
1.21007
0
0
0.25
0.25
0
0
0.14
0.14
0.14
0.14
0
0
0
0
0
7.5
1
2
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
1000000
1000000
9.0332
16.66667
1000000
1000000
50
50
50
50
1000000
1000000
1000000
1000000
1000000
1000000
1.737373
0.232558
U1
GAS PASCUALES
U3
Colombia
G_ABANICO
G_AT1_ATINAJERO
G_AT2_ATINAJERO
G_CALOPE
G_COCA
G_CUMBAYA_VIC_1
G_CUMBAYA_VIC_2
G_CUMBAYA_VIC_3
G_CUMBAYA_VIC_4
G_ECOLUZ_VIC
G_EQELECAUSTRO_CUE
G_EQEMELNORTE_TUL
G_EQV_ESM
G_EQV_MAN
G_G1_CTESM
G_GAS_PAS
G_GHERNANDEZ_ROS
U4
G_GUANGOP+CHILL_ROS
0.66667
1.25833
0.08
0.03
2.15686
GUANG-U1
GUANG-U2
GUANG-U3
GUANG-U4
GUANG-U5
GUANG-U6
G_GUANGOPOLO_1
G_GUANGOPOLO_2
G_GUANGOPOLO_3
G_GUANGOPOLO_4
G_GUANGOPOLO_5
G_GUANGOPOLO_6
G_HOLCIN
G_INGENIOS
G_LA_ESPERANZA
G_NAYON_VIC
7.16667
6.16667
3.83333
7.16667
4.50000
7.33333
0.00000
0.00000
0.00000
1.83333
1.72248
1.48649
2.60000
2.78566
2.25062
2.44167
0.00000
0.00000
0.00000
1.22121
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0.1
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
2.403846
2.403846
2.403846
2.403846
2.403846
2.403846
1000000
1000000
1000000
10.41667
A.TINAJERO
AT1
AT2
CUMBAYA
U1
U2
U3
U4
Ideal
Ideal
EMPRESA ELECTRICA QUITO NAYON
T
arranque
h
Tipo
INTERCONX. COLOMBIA
TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO
T falla larga
indep.
h
Unidad
HIDROABANICO
TERMO ESMERALDAS
ELECTROGUAYAS
GUALBERTO HERNANDEZ (TERMICO)
EMPRESA ELECTRICA QUITO
GUANGOPOLO HIDRAULICO
F falla larga
indep
1/año
U1
138
Referencia de la base de datos
Tipo
Unidad
Datos ingresados en NEPLAN
F falla larga indep
T falla larga indep.
T arranque
Prob falla arranque
Gradiente de potencial
Tipo
30
G_PAPALLACTA
1/año
0.00000
h
0.00000
h
0
arranque
0.03
%/min
1000000
31
G_PBARGE_1
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
32
G_PBARGE_2
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
33
G_POZA_HONDA
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
1000000
34
Ideal
G_Salinas
0.00000
0.00000
0
0.03
35
G_San Carlos
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
36
G_Selva_Alegre
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
1000000
37
G_SIBIMBE
0.00000
0.00000
0
0.03
38
ANIBAL SANTOS
TG1
G_TG1_GASAN
2.16667
3.02308
0.05
0.03
20.8594
39
SANTA ROSA
U1
G_TG1_ROS
3.83333
0.79638
0.17
0.03
27.7777
40
ANIBAL SANTOS
TG2
G_TG2_GASAN
1.33333
1.06667
0.05
0.03
20.8594
41
SANTA ROSA
U2
G_TG2_ROS
22.16667
1.08296
0.17
0.03
27.7777
42
ANIBAL SANTOS
TG3
G_TG3_GASAN
3.00000
1.99259
0.05
0.03
20.8594
43
SANTA ROSA
U3
G_TG3_ROS
12.66667
0.95085
0.33
0.03
27.7777
TG3
G_TG4_GZEV
3.00000
1.99259
0.05
0.03
19.49318
TG5
G_TG5_GASAN
1.33333
1.57917
0.28
0.03
6.6047
TG6
G_TG6_GASAN
2.50000
2.58111
0.28
0.03
4.9924
G_TOPO
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
44
45
ANIBAL SANTOS
46
47
Ideal
48
ANIBAL SANTOS
TV1
G_TV1_VASAN
2.16667
2.15897
11
0.03
0.606
49
GONZALO ZEVALLOS
TV2
G_TV2_GZEV
3.16667
1.81404
3
0.03
2.0547
50
GONZALO ZEVALLOS
TV3
G_TV3_GZEV
3.83333
5.26883
3
0.03
2.0559
51
HIDROPAUTE
U10-PAUTE-C5
G_U10_PAUTE
0.50000
0.29444
0.1667
0.03
43.5047
52
HIDRO AGOYAN
HAGOY-U1
G_U1_AGO
1.16667
1.03095
0.1667
0.03
12.51565
53
HIDRO NACION
U1-G_U1_DPER
G_U1_DPER
7.00000
0.88333
0.1333
0.03
42.0875
54
ELECTROQUIL
EQUIL-U1
G_U1_EQUIL
13.83333
2.33494
0.5
0.03
4.4444
55
Ideal
G_U1_Keppel
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
56
HIDROPAUTE
U1-PAUTE-AB1
G_U1_PAUTE
1.33333
0.78750
0.1667
0.03
43.5047
57
HIDRO PUCARA
HPUCA-U1
G_U1_PUC
0.33333
2.35000
0.0867
0.03
64.8055
139
Referencia de la base de datos
Tipo
Unidad
Datos ingresados en NEPLAN
F falla larga indep
T falla larga indep.
T arranque
Prob falla arranque
Gradiente de potencial
G_U1_SFCO
1/año
0.00000
h
0.00000
h
0
arranque
0.03
%/min
1000000
1.50000
3.44074
0.1667
0.03
12.51565
42.0875
Tipo
58
Ideal
59
HIDRO AGOYAN
HAGOY-U2
G_U2_AGO
60
HIDRO NACION
U2-G_U2_DPER
G_U2_DPER
3.66667
0.63561
0.1333
0.03
61
ELECTROQUIL
EQUIL-U2
G_U2_EQUIL
12.00000
2.50903
0.5
0.03
4.3956
62
Ideal
G_U2_Keppel
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
63
HIDROPAUTE
U2-PAUTE-AB2
G_U2_PAUTE
1.33333
1.14167
0.1667
0.03
43.5047
64
HIDRO PUCARA
HPUCA-U2
G_U2_PUC
1.16667
1.66190
0.1067
0.03
61.427
65
Ideal
G_U2_SFCO
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
66
HIDRO NACION
U3-G_U3_DPER
G_U3_DPER
2.50000
1.01889
0.1333
0.03
42.0875
67
ELECTROQUIL
EQUIL-U4
G_U3_EQUIL
6.66667
2.62750
0.65
0.03
4.4444
68
HIDROPAUTE
U3-PAUTE-AB3
G_U3_PAUTE
0.83333
0.49667
0.1667
0.03
43.5047
69
ELECTROQUIL
EQUIL-U4
G_U4_EQUIL
9.33333
2.01726
0.65
0.03
4.4444
70
HIDROPAUTE
U4-PAUTE-AB4
G_U4_PAUTE
1.00000
1.45833
0.1667
0.03
43.5047
71
HIDROPAUTE
U5-PAUTE-AB5
G_U5_PAUTE
1.50000
1.02963
0.1667
0.03
43.5047
72
HIDROPAUTE
U6-PAUTE-C1
G_U6_PAUTE
1.00000
0.82500
0.1667
0.03
43.5047
73
HIDROPAUTE
U7-PAUTE-C2
G_U7_PAUTE
1.33333
3.14785
0.1667
0.03
43.5047
74
HIDROPAUTE
U8-PAUTE-C3
G_U8_PAUTE
0.66667
0.90000
0.1667
0.03
43.5047
75
HIDROPAUTE
U9-PAUTE-C4
G_U9_PAUTE
2.00000
1.57639
0.1667
0.03
43.5047
76
Ideal
Inter_Peru
0.00000
0.00000
0
0.03
1000000
80
TRINITARIA
TRINITAR
G_U1_TRI
8.66667
2.70128
3
0.03
0.989346
88
HIDRO REGIONAL DEL SUR
HCMRA-U2
G_EQEERSSA_LOJ
11.16667
1.14453
0.17
0.03
1000000
89
EMELORO-EL CAMBIO
CMBIO-U3
G_EQEMELORO_MAC
1.50000
4.49441
0.3333
0.03
1000000
90
MACHALA POWER
U1
G_UA_MPP
11.16666
1.89850
2
0.03
3.338
91
MACHALA POWER
U2
G_UB_MPP
10.33333
0.99866
2
0.03
2.388458
92
VICTORIA II
U1
G_VICTORIA_TRI
4.83333
2.58621
0.25
0.03
1000000
93
TERMO STA. ELENA
LIBERTAD U9
G_EQEMEPE_SEL
1.83333
5.22879
0.0833
0.03
1000000
94
EMAAP-Q
U1
H_EMAAPQ
3.33333
2.18167
0.053
0.03
1000000
140
Referencia de la base de datos
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
Unidad
Tipo
NAYON
NAYON
TERMO BOLIVAR
HIDRO RIOBAMBA
TERMO AMBATO
HIDRO COTOPAX
HIDRO REGIONAL DEL NORTE
E.E. LOS RIOS
Ideal
Ideal
U1
U2
U1-GUARANDA
U1-RIO BLANCO
LLIGUA-U1
U4
PLAYA-U1
U2
NAYON_1
NAYON_2
G_GUARANDA
G_GEQRIO_RIO
G_EQAMBATO_AMB
G_EQELEPCO_MUL
G_EQEMELNORTE_IBA
G_EMELRIOS
G_JIVINO
G_U1_Termo Oriente
F falla larga
indep
T falla larga
indep.
T
arranque
Prob falla
arranque
Gradiente de
potencial
1/año
1.83333
0.66667
0.83333
10.66667
1.50000
2.83333
3.33333
1.16667
0.00000
0.00000
h
1.22121
1.70417
2.82333
1.95833
5.74074
1.14706
2.20333
9.83810
0.00000
0.00000
h
0.1
0.1
0.5
0.25
1
0.1667
0.17
0
0
0
arranque
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
0.03
%/min
20.20202
20.20202
333.3333
1000000
1000000
1000000
1000000
1000000
1000000
1000000
Tabla 2: Datos Líneas de Transmisión a 230 Kv
Referencia de la base de datos
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Nombre
Milagro - Dos Cerritos
Sto. Domingo - Quevedo C1
Sto. Domingo - Quevedo C2
Sta. Rosa - Sto. Domingo C1
Sta. Rosa - Sto. Domingo C2
Pomasqui - JamondinoC1 (Ec).
Pomasqui - Jamondino C2 (Ec)
Pomasqui - JamondinoC1 (Ec).
Pomasqui - Jamondino C2 (Ec)
Pascuales - Trinitaria C1
Pascuales - Trinitaria C1
Machala - Zorritos C1
Machala - Zorritos C2
Milagro - Pascuales C2
Nombre
L_DCE_MIL
L_DOM_QVD_2_1
L_DOM_QVD_2_2
L_DOM_ROS_2_1
L_DOM_ROS_2_2
L_Jamondino - Pomasqui 1 220
L_Jamondino - Pomasqui 2 220
L_Jamondino - Pomasqui 3 220
L_Jamondino - Pomasqui 4 220
L_Keepel_Tri1
L_Keepel_Tri2
L_MAC_ZOR_2_1
L_MAC_ZOR_2_2
L_MIL_MAC
L_MIL_PAS_2_2
Longit.
Número
km
42.7
104
104
78.34
78.34
212.18
212.83
212.83
212.83
6
6
107
55
133
52.7
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Datos ingresados en NEPLAN
F rel falla larga
T falla larga
indep
indep.
1/(año.km)
h
0.007806
0.183300
0.003205
38.741250
0.006410
22.716458
0.017020
0.360417
0.017020
1.508333
0.032205
0.956504
0.031419
0.798750
0.032205
0.956504
0.031419
0.798750
0.138889
0.370000
0.138889
0.370000
0.001665
0.150000
0.001665
0.150000
Ideal
0.009488
0.277778
F interrup larga
plan.
1/año
0.500000
1.000000
0.008013
1.500000
1.300000
1.166600
1.666660
1.166600
1.666660
1.666667
1.666667
1.166667
0.333333
T abs interrup larga
plan.
h
7.455560
83.140833
148.458389
91.993519
99.176111
31.966508
124.383722
31.966508
124.383722
10.040000
10.040000
82.468333
115.999028
1.166667
7.233333
141
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Nombre
Pascuales-Molino C1
Pascuales-Molino C2
Molino-Riobamba C1
Milagro-Molino C1
Milagro-Molino C2
Dos Cerritos - Pascuales
Pascuales - Trinitaria C1
Pascuales - Trinitaria C1
Pascuales - Trinitaria C1
Quevedo - Pascuales C1
Quevedo - Pascuales C2
Quevedo - Pascuales C1
Sta. Rosa - Pomasqui C1
Sta. Rosa - Pomasqui C2
Sta. Rosa - Pomasqui C1
Sta. Rosa - Pomasqui C2
Sta. Rosa - Totoras C1
Sta. Rosa - Totoras C2
Molino-Totoras
Totoras - Riobamba C1
Milagro-Molino C1
Milagro-Molino C2
Longit.
Nombre
L_MOL_PAS_2_1
L_MOL_PAS_2_2
L_MOL_RIO_2
L_MOL_ZHO_2_1
L_MOL_ZHO_2_2
L_PAS_DCE
L_PAS_PTRAL_2_2
L_PAS_TRI_2_1
L_PRT_TRI_2_2
L_QVD_PAS_2_1
L_QVD_PAS_2_2
L_QVD_SCY
L_ROS_POM_1_1
L_ROS_POM_1_2
L_ROS_POM_2_1
L_ROS_POM_2_2
L_ROS_TOT_2_1
L_ROS_TOT_2_2
L_SHO_CUE
L_TOT_MOL_2
L_TOT_RIO
L_TOT_SFCO_1
L_TOT_SFCO_2
L_ZHO_MIL_2_1
L_ZHO_MIL_2_2
km
188.43
188.43
157.3
15
15
10
10.5
28.28
21.78
145.25
145.25
107
46
46
46
46
110.09
110.09
52
200.2
42.88
45
45
120.74
120.74
Número
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
F rel falla larga indep
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T abs interrup larga plan.
1/(año.km)
0.003538
0.004422
0.001665
0.007369
0.007369
0.007806
0.029467
0.029467
0.038261
0.009179
0.006884
0.012461
0.047101
0.061594
0.047101
0.061594
0.003028
0.004542
ideal
0.001665
0.003887
ideal
ideal
0.008282
0.008282
h
0.408333
0.433333
0.150000
0.858333
0.572222
0.183333
0.370000
0.370000
0.370000
0.443750
4.247176
0.443750
0.492308
0.862745
0.492308
0.862745
0.285417
0.194444
1/año
1.833333
2.166667
2.166667
2.333333
2.333333
0.500000
1.666667
1.666667
1.666667
2.833333
2.833333
2.833333
1.166667
1.500000
1.166667
1.500000
0.666667
0.833333
h
31.136162
11.743590
37.222821
19.534464
18.341587
7.455556
10.040000
10.040000
10.040000
8.283333
86.378513
8.283330
19.652302
83.490000
19.652302
83.490000
14.279167
14.496667
0.150000
0.166667
1.833333
1.333333
15.540909
9.291667
0.858333
0.572222
2.333333
2.333333
19.534464
18.341587
142
Tabla 3: Datos Líneas de Transmisión a 138 Kv
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
Nombre
Ibarra - Ibarra T
Pucará-Ambato
Pucará-Ambato
Pucará-Ambato
Carmen - Papallacta
Daule Peripa - Chone
Pascuales - Sta Elena
Pascuales - Sta Elena
Electroquil - Posorja
Tena - Orellana
Conocoto - San Rafael
Paute - Cuenca C2
Cuenca - Loja
Cuenca - Loja
Paute - Cuenca C2
Sto. Domingo - Esmeraldas C1
Sto. Domingo - Esmeraldas C2
Daule Peripa - Portoviejo C1
Daule Peripa - Portoviejo C2
Quevedo - Daule Peripa C1
Quevedo - Daule Peripa C2
Electroquil - Posorja
Pascuales - policentro C1
Pascuales - policentro C1
Eugenio Espejo - Selva Alegre
Vicentina-Guangopolo
Ibarra - Tulcán
Pomasqui - JamondinoC1 (Ec).
Pomasqui - Jamondino C2 (Ec)
Paute - Cuenca C2
Milagro - Babahoyo
Milagro - San Idelfonso C1
Milagro - San Idelfonso C2
Paute - Cuenca C1
Nombre
IBA1IBA
L_AGO_SEC AGO_1
L_AGO_SEC AGO_1(1)
L_BÑS_PUY
L_CAR_PAP
L_CHO_DPR_1
L_CHO_SEL(1)
L_CHO_SEL(2)
L_CHON_POS
L_COC_JIV_138
L_CON_SRAF
L_CUE_CUMB
L_CUE_LOJ_1
L_CUE_LOJ_2
L_CUMB_LIMON
L_DOM_ESM_1
L_DOM_ESM_2
L_DPR_POR_1
L_DPR_POR_2
L_DPR_QVD_1
L_DPR_QVD_2
L_EQUIL_CHON
L_ESC_CAR_1
L_ESC_CAR_2
L_ESPJ_SAL
L_GPL_VIC
L_IBA_TUL_1
L_Jamondino - Pomasqui 1 220
L_Jamondino - Pomasqui 2 220
L_LIMON_MACAS
L_MIL_BAB
L_MIL_SID_1_1
L_MIL_SID_1_2
L_MOL_CUE_1_1
Longit.
Número
km
0.01
2.8
2.8
54.21
31
63.75
81.4
81.4
70.3
41
5.5
20.8
134.2
134.2
66.44
154.8
154.8
91.2
91.2
43.2
43.2
13.8
5.45
5.45
18
7
74.48
212.2
212.8
80
47.3
112.7
112.7
67.08
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
F rel falla larga indep
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T abs interrup larga plan.
1/(año.km)
0.003858
0.059524
0.059524
0.003074
0.005376
0.007843
0.018428
0.018428
0.049787
0.109756
0.003858
0.024038
0.014903
0.014903
0.007454
0.020457
0.016150
0.009137
0.007310
0.007716
0.003858
0.253623
0.030581
0.030581
0.018519
0.071429
0.011189
0.032205
0.031419
0.006250
0.052854
0.038450
0.032535
0.009938
h
0.150000
0.600000
0.600000
0.600000
3.883333
1.572220
0.227778
0.227778
1.595238
1.641358
3.883333
0.911111
0.215278
0.215278
0.911111
0.696491
1.721111
0.386667
0.591806
2.775000
0.150000
1.595238
0.116667
0.116667
1.575000
0.683333
0.320000
0.956504
0.798750
0.911111
0.226667
0.316667
0.323485
2.562500
1/año
h
0.333333
0.333333
0.333333
6.325000
6.325000
6.325000
1.000000
2.833333
2.833333
2.500000
6.502778
9.702941
9.702941
30.796426
3.000000
1.000000
1.000000
3.000000
1.500000
1.333333
0.666667
0.833333
0.500000
0.666667
2.500000
1.833333
1.833333
20.734167
21.894306
21.894306
20.734167
16.583302
11.352083
5.137500
5.113333
6.577778
5.491667
30.796426
19.633283
19.633283
0.166667
0.333333
1.166600
1.666660
3.000000
1.333333
3.166667
2.666667
5.500000
8.333333
6.275000
31.966508
124.383722
20.734167
6.241667
15.697281
7.261458
21.914057
143
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
Nombre
Paute - Cuenca C2
Mulaló-Vicentina
Pascuales - policentro C1
Pascuales - Sta Elena
Pascuales - Sta Elena
Pascuales - policentro C1
Pascuales - policentro C2
Pascuales - Salitral C1
Pascuales - Salitral C2
Vicentina-Ibarra C1
Vicentina-Ibarra C2
Pomasqui - Pomasqui EEQ
Pomasqui - S/E19
Pomasqui - S/E 18
Menor Valor costa
Pucará-Ambato
Pucará-Mulaló
Puyo - Tena
Sta Rosa - El Carmen
Sta Rosa - Eugenio Espejo
Sta Rosa - Selva alegre
SelvaAlegre - Pomasqui EEQ
Selva Alegre - S/E 19
Daule Peripa - Chone
San Idelfonso - Machala C1
San Idelfonso - Machala C2
San Idelfonso - Machala C1
Vicentina-Guangopolo
Sta Rosa - El Carmen
Tena - Orellana
Pucará-Ambato
Pucará-Ambato
Pucará-Ambato
Pascuales - policentro C1
Pascuales - policentro C1
Nombre
L_MOL_CUE_1_2
L_MUL_VIC_1
L_PAS_CEDEGE
L_PAS_CHON_1
L_PAS_CHON_2
L_PAS_POL_1_1
L_PAS_POL_1_2
L_PAS_SAL_1_1
L_PAS_SAL_1_2
L_POM_IBA_1
L_POM_IBA_2
L_POM_PQUITO
L_POM_SE19
L_POMq_S/E18
L_PRT_SCY
L_PUC_AMB
L_PUC_MUL
L_PUY_TEN
L_ROS_CARMEN
L_ROS_ESPJ
L_ROS_SALEG
L_SALEG_PQUITO
L_SALEG_S/E19
L_SCY_MNT
L_SEV_CHO
L_SID_MAC_1_1
L_SID_MAC_1_2
L_SID_MPP_1
L_SRAF_VIC
L_SROS_CON
L_TEN_COC
L_TOT_AGO_1
L_TOT_AGO_2
L_TOT_AMB
L_TRI_SAL_1
L_TRI_SAL_2
Longit.
Número
km
67.08
74
10
24.2
24.2
15.1
15.1
17.4
17.4
60.5
60.5
3
17.5
6
8
27.74
35
66.1
29.3
9.5
25
18
8.5
34
30.25
21
21
11.2
15
12
139
30.6
30.6
7
11
11
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
F rel falla larga indep
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T abs interrup larga plan.
1/(año.km)
0.007454
0.006757
0.011038
0.061983
0.061983
0.011038
0.044150
0.067050
0.009579
0.019284
0.008264
0.222222
0.057143
0.083333
0.003858
0.006008
0.004762
0.022727
0.005688
0.035088
0.006667
0.074074
0.098039
ideal
0.016529
0.039683
0.079365
0.074405
0.033333
0.013889
0.032374
0.005447
0.005447
0.023810
0.015152
0.015152
h
0.911111
2.027778
0.116667
0.227778
0.227778
0.116667
0.613542
1.676190
0.366667
4.614286
0.983333
2.987500
1.952778
4.288889
0.150000
0.600000
0.350000
7.729630
3.883333
0.283333
0.066667
2.254167
2.716667
1/año
3.000000
0.833333
1.833333
2.833333
2.833333
1.833333
1.166667
3.500000
1.166667
3.666667
2.833333
h
20.734167
43.139778
19.633283
9.702941
9.702941
19.633283
41.718730
9.406336
7.059524
27.851351
26.789052
0.333333
0.500000
3.500000
0.166660
0.500000
0.166667
6.325000
14.172222
53.856878
4.900000
7.094444
7.016667
1.000000
3.000000
2.500000
3.000000
0.166667
0.166667
2.166667
0.333333
0.333333
0.333333
1.833333
1.833333
6.502778
77.588210
45.367389
77.588210
8.333333
4.900000
152.639765
6.325000
6.325000
6.325000
19.633283
19.633283
1.572222
0.330000
1.431667
0.330000
0.683333
3.883333
1.641358
0.600000
0.600000
0.600000
0.116667
0.116667
144
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
71
72
Nombre
Vicentina-Ibarra C1
Vicentina-Ibarra C2
Nombre
L_VIC_POM_1
L_VIC_POM_2
Longit.
Número
km
20.7
20.7
1
1
F rel falla larga indep
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T abs interrup larga plan.
1/(año.km)
0.056361
0.024155
h
4.614286
0.983333
1/año
3.666667
2.833333
h
27.851351
26.789052
Tabla 4: Datos Líneas de Transmisión a 69 Kv
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
Longit.
Nombre
1
Nombre
Número
km
F rel falla larga indep
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T abs interrup larga plan.
1/(año.km)
h
1/año
h
L_COC_JIV
41
1
69kv
L_CUE_CUEb
1
1
69kv
3
L_EQUIL_HOLCIN
0.001
1
69kv
4
L_MAC_MAC T
0.001
1
69kv
5
L_RIO_GUA
30
1
69kv
6
L_SAL_EQUIL_1
11
1
69kv
7
L_SAL_EQUIL_2
11
1
69kv
8
SAL_EME_0
0.01
3
69kv
2
Ideal
145
Tabla 5: Datos de Transformadores de 230 kV 3 devanados
Referencia de la base de datos
Niveles de
Voltaje
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
F falla larga indep.
1/año
T falla larga indep.
h
F interrup larga plan.
1/año
T interrup larga plan.
h
1
DOS CERRITOS ATK
230/69
T_ATK_CER_3U
0,2
5
0
0
2
STA. ROSA ATU 2
230/138
T_ATT_ROS_3U
0,2
5
0
0
3
POMASQUI ATU
230/138
T_ATU_POM_1U
0,166666667
0,533333333
0,666666667
4,25
4
STO. DOMINGO ATU
230/138
T_ATU_DOM_3U
0,5
1,811
1,166666667
13,2856746
5
STA. ROSA ATU
230/138
T_ATU_ROS_3U
0,333333333
2,265
1,166666667
31,57111111
6
QUEVEDO ATT
230/138
T_ATT_QVD_3U
0,166666667
3,083333333
1,166666667
9,69047619
7
TOTORAS ATT
230/138
T_ATT_TOT_3U
0,166666667
1,183333333
1
26,66643519
8
RIOBAMBA TRK
230/69
T_TRK_RIO_1U
0,2
5
0,666666667
27,62486111
9
PAUTE AT2
230/138
T_AT2_MOL_3U2
0,333333333
6,675
0
0
10
PAUTE AT1
230/138
T_AT1_MOL_3U1
0,333333333
6,183333333
0
0
11
MILAGRO ATK
230/69
T_ATK_MIL_3U
0,5
2,961
1,833333333
20,43320707
12
MILAGRO ATU
230/138
T_ATU_MIL_1U
0,166666667
3,216333333
1,5
7,833333333
13
PASCUALES 2
230/138
T_ATU_PAS_3U
0,2
5
1,5
13,11111111
14
PASCUALES
230/138
T_ATT_PAS_3U
0,166666667
0,583333333
1,666666667
10,85
15
SININCAY
230/69
T_TRU_SIN_1U
0,2
5
0
0
16
DATO INTERNACIONAL
T_ATT_ESC
0,2
5
0
0
17
TRINITARIA ATT
230/138
T_ATT_TRI_1U
0,2
5
1,5
5,194444444
18
MACHALA
230/69
T_TRK_MAC_3U
0,2
5
0
0
146
Tabla 6: Datos de Transformadores de 138 kV 3 devanados
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
Niveles de
Voltaje
Tipo
F falla larga indep.
1/año
T falla larga indep.
h
F interrup larga plan.
1/año
T interrup larga plan.
h
0,354618056
1
MACHALA ATQ
138/69
ATQ MACHALA
1,666666667
2,181633333
1,833333333
2
QUEVEDO ATR
138/69
T_ATR_QVD_3U
1,666666667
1,345033333
0
0
3
PORTOVIEJO AA1
138/69
T_ATQ_POR_1U
0,5
0,583555556
2
0,361117863
4
MACHALA ATQ
138/69
T_ATQ_MAC_3U
0,2
5
0
0
5
POLICENTRO ATQ
138/69
T_ATQ_POL_3U
1
1,1555
0
0
6
TRINITARIA ATQ
138/69
T_ATQ_TRI_3U
0,5
1,277777778
0
0
7
SALITRAL ATR
138/69
T_ATR_SAL_3U
0,333333333
0,816666667
0
0
8
SALITRAL ATQ
138/69
T_ATQ_SAL_3U
1,666666667
0,794966667
0
0
9
POSORJA ATQ
138/69
T_ATQ_POS_1U
0,5
5,366555556
0
0
10
MULALO ATQ
138/69
T_ATQ_MUL_1U
0,333333333
0,85
0
0
11
STA. ROSA TRP
138/46
T_TRP_ROS
0,2
5
0
0
12
VICENTINA T2
138/69
T_T2_VIC
0,2
5
0
0
13
SELVA ALEGRE 1
138/69
T_SEAL(1)
0,2
5
0
0
14
IBARRA ATQ
138/69
T_ATR_IBA_1U
0,2
5
0
0
15
TULCAN ATQ
138/69
T_ATQ_TUL_1U
0,166666667
0,483333333
0,666666667
26,24972222
16
IBARRA T1
138/34.5
T_IBARRA
0,5
0,766777778
0,5
28,66666667
17
IBARRA ATQ
138/69
T_ATQ_IBA_1U
0,2
5
0,833333333
12,5
18
SELVA ALEGRE 2
138/46
T_TRQ_ALE_1U
0,2
5
0
0
19
S/E 19
138/46
T_SE19
0,2
5
0
0
20
ESMERALDAS AA1
138/69
T_ATQ_ESM_1U
0,5
0,726666667
1,5
35,27759259
21
CHONE ATQ
138/69
T_ATQ_CHO_1U
0,666666667
0,487666667
0,833333333
11,39994444
22
COCA
138/69
T_ATQ_COC_1U
0,2
5
0
0
23
JIVINO
138/69
T_JIVINO
0,2
5
0
0
24
STA. ROSA TRN
138/46
T_TRN_ROS
0,166666667
0,317
1,666666667
25,84977778
25
AMBATO AT1
138/69
T_ATQ_AMB_1U
0,166666667
0,083333333
0,5
18,83324074
26
TENA
138/69
T_ATQ_TEN_1U
0,2
5
0,666666667
14,99993056
27
TOTORAS ATQ
138/69
T_ATQ_TOT_3U
0,833333333
0,977333333
0,666666667
12,74993056
147
Datos ingresados en NEPLAN
Referencia de la base de datos
Niveles de
Voltaje
Tipo
F falla larga indep.
1/año
T falla larga indep.
h
F interrup larga plan.
1/año
T interrup larga plan.
h
28
QUEVEDO ATR
138/69
T_ATR_QVD
1,666666667
1,345033333
0
0
29
PORTOVIEJO AA2
138/69
T_ATR_POR_1U
0,333333333
1,933333333
1
17,08333333
30
BABAHOYO ATQ
138/69
T_ATQ_BAB_1U
2,166666667
0,759025641
0
0
31
STA. ELENA ATQ 1
138/69
T_ATQ_ELE_1U
0,2
5
0
0
32
PASCUALES OHIO
138/69
T_ATQ_PAS_1U
1,666666667
0,983333333
4,5
39,3793107
33
CUENCA ATQ
138/69
T_ATQ_CUE_3U
0,166666667
0,266666667
4,666666667
12,35708333
34
LOJA ATQ
138/69
T_ATQ_LOJ
0,333333333
0,733333333
0,666666667
6,25
35
POLICENTRO ATQ
138/69
T_ATK_PRTAL
0,2
5
0
0
36
DATO INTERNACION.
138/69
T_ATR_BÑS_1U
0,2
5
0
0
37
DATO INTERNACION.
138/69
T_CUMBARATZA
0,2
5
0
0
38
PUYO
138/69
T_ATQ_PUYO
0,2
5
0
0
Tabla 7: Datos de Transformadores de dos devanados
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
T C GUANGOPOLO
T TG1 Santa Rosa
T TG2 Santa Rosa
T TG3 Santa Rosa
T U1 Agoyan
T U1 Pucara
T U2 Agoyan
T U2 Pucara
T_Abanico
T_AT1_ATINAJ
T_AT2_ATINAJ
T_BARCAZA_TRI
Vr1
kV
138
138
138
138
138
138
138
138
138
69
69
138
Vr2
kV
6,6
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
F falla larga indep.
1/año
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
T falla larga indep.
h
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
148
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
T_CALDERON
T_CALDERON(1)
T_CONOCOTO
T_Cotocollao
T_CPBA
T_CPBA(1)
T_EUGENIO ESPEJO
T_EUGENIO ESPEJO(1)
T_GUAGOP+CHI_ROS
T_GUALHDZ_ROS
T_HOLCIN
T_San Rafael
T_San Rafael_2
T_TG1_GASAN
T_TG2_GASAN
T_TG3_GASAN
T_TG4_GZEV
T_TG5_GASAN
T_TG6_GASAN
T_TV2_GZEV
T_TV3_GZEV
T_U10_PAUTE
T_U1_DPER
T_U1_EQUIL
T_U1_MPP
T_U1_PAS
T_U1_PAUTE
T_U1_SFCO
T_U1_TMO
T_U1_TRI
T_U1_VASAN
T_U2_DPER
T_U2_EQUIL
Vr1
kV
138
138
138
138
69
69
138
138
46
46
69
138
138
69
69
69
69
69
69
69
230
230
138
69
138
69
138
230
138
138
69
138
69
Vr2
kV
23
23
23
23
13,8
13,8
23
23
13,8
13,8
13,8
23
23
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
F falla larga indep.
1/año
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
T falla larga indep.
h
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
149
Tipo
Vr1
Vr2
F falla larga indep.
T falla larga indep.
kV
kV
1/año
h
46
T_U2_MPP
138
13,8
0,2
5
47
T_U2_PAUTE
138
13,8
0,2
5
48
T_U2_SFCO
230
13,8
0,2
5
49
T_U3_DPER
138
13,8
0,2
5
50
T_U3_EQUIL
138
13,8
0,2
5
51
T_U3_PAUTE
138
13,8
0,2
5
52
T_U4_EQUIL
138
13,8
0,2
5
53
T_U4_PAUTE
138
13,8
0,2
5
54
T_U5_PAUTE
138
13,8
0,2
5
55
T_U6_PAUTE
230
13,8
0,2
5
56
T_U7_PAUTE
230
13,8
0,2
5
57
T_U8_PAUTE
230
13,8
0,2
5
58
T_U9_PAUTE
230
13,8
0,2
5
59
T_KEPP_G3
230
13,8
0,2
5
60
T_KEPP_G4
230
13,8
0,2
5
61
T_KEPP_G5
230
13,8
0,2
5
62
T_KEPP_G1
230
13,8
0,2
5
63
T_KEPP_G2
230
13,8
0,2
0
150
Tabla 8: Datos de Barras a 230 kV
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
B_DCR_230
F falla larga indep.
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
1/año
h
1/año
T interrup larga plan.
h
0,015
6
0
0
1
DOS CERRITOS
2
LAS ESCLUSAS
B_ESC_230
0,015
6
0
0
3
JAMONDINO
B_JMN_230
0,015
6
0
0
4
MILAGRO
B_MLG_230
0,166666667
0,366666667
0
0
5
MOLINO
B_MLN_230
0,166666667
3,216388889
0
0
6
PASCUALES
B_PSC_230
0,015
6
0,166666667
0,5
7
SANTO DOMINGO
B_SDM_230
0,015
6
0,5
0,319444444
8
SANTA ROSA
B_SRS_230
0,166666667
0,133333333
0
0
9
TRINITARIA
B_TRN_230
0,015
6
0
0
10
POMASQUI
B_PMQ_230
0,333333333
0,291666667
0
0
11
QUEVEDO
B_QVD_230
0,015
6
0,333333333
8
12
SAN CAYETANO
B_SCY_230
0,015
6
0
0
13
SAN FRANCISCO
B_SFR_230
0,015
6
0
0
14
TOTORAS
B_TTR_230
0,015
6
0,333333333
10,5
15
RIOBAMBA
B_RBB_230
0,015
6
0
0
16
ZHORAY
17
PERIMETRAL
18
19
20
B_ZHR_230
0,015
6
0
0
B_PROS_230
0,015
6
0
0
SININCAY
B_SNC_230
0,015
6
0
0
MACHALA
B_MCH_230
0,015
6
0
0
ZORRITOS
B_ZRR_230
0,015
6
0
0
151
Tabla 9: Datos de Barras a 138 kV
Referencia base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
CHONE
COCA
CEDEGE
IBARRA
IBARRA
DATO INTERNAC
POSORJA
PUYO
SANTO DOMINGO
SANTA ELENA
VICENTINA
TULCAN
POMASQUI
S/E 19
SELVA ALEGRE
ESMERALDAS
SEVERINO
PERIPA
QUEVEDO
SANTA ROSA
E. ESPEJO
EL CARMEN
PAPALLACTA
CONOCOTO
SAN RAFAEL
SHUSHUFINDI
JIVINO
GUANGOPOLO
PUCARA
MULALO
B_CHN_138
B_CCA_138
B_CDG_138
B_IBR_138_1
B_IBR_138_2
B_PQT_138
B_PSR_138
B_PYO_138
B_SDM_138
B_SEL_138
B_VCN_138
B_TLC_138
B_PMQ_138
B_SE19_138
B_SAL_138
B_ESM_138
B_SVR_138
B_DPR_138
B_QVD_138
B_SRS_138
B_EES_138
B_ECM_138
B_PPL_138
B_CNCT_138
B_SRF_138
B_SHU_138
B_JIVI_138
B_GNG_138
B_PCR_138
B_MLL_138
F falla larga indep.
1/año
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,166666667
0,015
0,015
0,015
0,166666667
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,166666667
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
0,015
T falla larga indep.
h
6
6
6
6
6
6
6
6
0,516666667
6
6
6
0,283333333
6
6
6
6
6
6
1,2
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
F interrup larga plan.
1/año
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,166666667
0
0
0
0
0,333333333
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
T interrup larga plan.
h
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
55,99972222
0
0
0
0
4,5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
152
Referencia base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
F falla larga indep.
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T interrup larga plan.
1/año
h
1/año
h
0
31
AMBATO
B_AMB_138
0,015
6
0
32
TENA
B_TNA_138
0,015
6
0
0
33
TOTORAS
B_TTR_138
0,015
6
0,166666667
3
34
PORTOVIEJO
B_PRT_138
0,015
6
0,166666667
2
35
SAN CAYETANO
B_SCY_138
0,015
6
0
0
36
MANTA
B_MNT_138
0,015
6
0
0
37
BAÑOS
B_BÑS_138
0,015
6
0
0
38
AGOYAN
B_AGY_138
0,015
6
0
0
39
BABAHOYO
B_BBH_138
0,015
6
0
0
40
MOLINO
B_MLN_138
0,015
6
0
0
41
MILAGRO
B_MLG_138
1,166666667
0,795238095
0,166666667
8
42
PASCUALES
B_PSC_138
0,166666667
0,75
0,5
13,33333333
43
ELECTROQUIL
B_EQL_138
0,015
6
0
0
44
POLICENTRO
B_PLC_138
0,015
6
0
0
45
SAN IDELFONSO
B_SID_138
0,015
6
0
0
46
MACHALA POWER
B_MPW_138
0,015
6
0
0
47
CUENCA
B_CNC_138
0,015
6
0
0
48
GUALACEO
B_GLC_138
0,015
6
0
0
49
LIMON
B_LMN_138
0,015
6
0
0
50
LOJA
B_LJA_138
0,015
6
0
0
51
MACAS
B_MCS_138
0,015
6
0
0
52
MACHALA
B_MCH_138
0,015
6
0,333333333
5
53
LAS ESCLUSAS
B_ESC_138
0,015
6
0
0
54
SALITRAL
B_SLT_138
0,015
6
0,333333333
8
55
TRINITARIA
B_TRN_138
0,015
6
0
0
56
CARAGUAY
B_CRG_138
0,015
6
0
0
57
S/E 18
B_SE18_138
0,015
6
0
0
153
Tabla 10: Datos de Barras a 69 kV
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
F falla larga indep.
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
T interrup larga plan.
1/año
h
1/año
h
0
1
AMBATO
B_AMB_69
0,015
6
0
2
BABAHOYO
B_BBH_69
0,015
6
0
0
3
COCA
B_CCA_69
0,015
6
0
0
4
CHONE
B_CHN_69
0,015
6
0
0
5
CUENCA
B_CNC_69
0,015
6
0
0
6
CARAGUAY
B_CRG_69
0,015
6
0
0
7
DOS CERRITOS
B_DCR_69
0,015
6
0
0
8
ELECTROQUIL
B_EQL_69
0,015
6
0
0
9
ELECTROQUIL B
B_EQL_69B
0,015
6
0
0
10
ESMERALDAS
B_ESM_69
0,015
6
0,166666667
4
11
GUARANDA
B_GRN_69
0,015
6
0
0
12
JIVINO
B_JVN_69
0,015
6
0
0
13
LOJA
B_LJA_69
0,015
6
0,166666667
3
14
MACHALA
B_MCH_69_1
0,015
6
0,166666667
8
15
MILAGRO
B_MLG_69
0,015
6
0,166666667
8
16
MULALO
B_MLL_69
0,015
6
0
0
17
MANTA
B_MNT_69
0,015
6
0
0
18
MOVIL
B_MVL_69
0,015
6
0
0
19
POLICENTRO
B_PLC_69
0,015
6
0
0
20
PERIMETRAL
B_PROS_69
0,015
6
0
0
21
PORTOVIEJO
B_PRT_69
0,015
6
0
0
22
PASCUALES
B_PSC_69
0,833333333
0,396733333
0
0
23
POSORJA
B_PSR_69
0,5
0,483333333
0,166666667
10
24
PUYO
B_PYO_69
0,015
6
0
0
25
QUEVEDO
B_QVD_69
0,015
6
0,166666667
3
26
RIOBAMBA
B_RBB_69
0,333333333
1,15
0,166666667
2
27
SANTO DOMINGO
B_SDM_69
0,015
6
0
0
154
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo
F falla larga indep.
T falla larga indep.
F interrup larga plan.
1/año
h
1/año
T interrup larga plan.
h
B_SEL_69
0,166666667
0,1
0
0
0
28
SANTA ELENA
29
SALITRAL
B_SLT_69_1
0,015
6
0
30
SALITRAL
B_SLT_69_2
0,015
6
0
0
31
SAN CAYETANO
B_SNC_69
0,015
6
0
0
32
TULCAN
B_TLC_69
0,015
6
0
0
33
TENA
B_TNA_69
0,015
6
0
0
34
TRINITARIA
B_TRN_69
0,015
6
0
0
35
TOTORAS
B_TTR_69
0,015
6
0,166666667
26
36
BAÑOS
37
SININCAY
38
39
B_BÑS_69
0,015
6
0
0
B_SCAY_69
0,015
6
0
0
LAS ESCLUSAS
B_ESC_69
0,015
6
0
0
IBARRA
B_IBR_69
0,015
6
0
0
155
ANEXO 2:
Tabla 1: Resultados Índices de Carga – Año 2007
Nombre del Elemento
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
*** Total ***
C_AMBATO
C_AMBATO_COTX
C_C.SUR_AZO
C_C.SUR_CUE
C_CATEG_CAR
C_CATEG_NPR
C_CATEG_PAS
C_CATEG_POL
C_CATEG_SAL
C_CATEG_TRI
C_CEDEGE_PAS
C_COCA
C_CONOCOTO
C_COTOCOLLAO
C_EE. Riobamba
C_EEQ. CALDERON
C_EEQ. EUG ESPEJO
C_EEQ. S/E 18
C_EEQ. S/E 19
C_EEQ. SANTA ROSA
C_EEQ. SELVA ALEGRE
C_EEQ. VIICENTINA
C_EERSSSA_LOJ
C_EMELESA_ESM
C_EMELGUR_DCE
C_EMELGUR_MIL
C_EMELGUR_PAS
C_EMELGUR_QVD
C_EMELNORTE Tulcan
C_EMELORO_MAC_1
C_EMELORO_MAC_2
C_EMELRIOS_BAB
C_EMELSAD_DOM
C_EMEPE_POS
C_EMEPE_SEL
C_GUALACEO
F (1/año)
T (h)
Prob (min/año)
P (MW/año)
W(MWh/año)
W (%)
C (US$/año)
37.085
0.532
0.532
0.402
0.402
0.517
0.499
2.976
2.349
0.404
0.809
0.519
2.272
0.989
1.204
0.762
1.427
1.001
1.557
1.224
0.602
1.449
0.802
0.565
0.192
0.434
0.901
2.976
1.895
2.092
1.413
0.458
6.035
0.562
4.824
0.511
0.152
1.622
1.525
1.525
4.194
4.194
2.798
4.742
1.21
1.328
4.718
2.578
3.162
0.862
2.766
2.581
3.082
2.054
1.972
1.818
2.645
2.519
2.092
2.453
2.098
3.395
4.553
2.829
1.21
1.597
1.459
0.979
1.279
0.563
2.331
2.089
3.414
2.378
3608.943
48.658
48.658
101.219
101.219
86.752
142.027
216.097
187.141
114.419
125.16
98.552
117.452
164.183
186.466
141.016
175.791
118.441
169.836
194.266
91.05
181.866
118.012
71.108
39.041
118.616
152.913
216.097
181.649
183.141
83.008
35.153
203.848
78.683
604.526
104.627
21.641
1758.725
4.829
2.204
2.217
14.681
16.511
24.138
103.079
203.433
37.765
51.147
0.002
14.64
7.118
10.15
22.766
39.125
17.99
50.598
40.172
30.905
121.204
63.005
8.88
4.195
16.218
6.906
119.103
77.638
15.12
25.192
26.599
107.343
20.2
65.79
14.379
0.23
3056.14
7.617
3.477
11.365
75.265
44.398
126.75
105.572
223.363
194.37
110.598
0.007
12.056
19.096
24.071
70.391
65.709
31.133
79.866
98.387
84.221
207.13
121.398
21.81
25.06
86.42
12.014
121.983
122.181
21.317
23.42
27.514
62.291
42.002
132.427
32.49
1.203
0.005
0.005
0.007
0.007
0.008
0.014
0.024
0.02
0.008
0.011
0.008
0.015
0.02
0.021
0.016
0.018
0.012
0.019
0.022
0.008
0.019
0.01
0.005
0.004
0.013
0.011
0.024
0.023
0.016
0.01
0.004
0.013
0.007
0.079
0.006
0.002
782564.107
1940.814
885.835
1516.865
10045.8
8406.487
16104.363
43861.286
84945.165
20305.171
26341.111
1.155
6072.557
3392.642
4595.274
12919.187
15771.391
7065.981
20760.658
18373.745
14517.771
49062.649
24350.712
4339.627
2639.566
11032.332
2747.213
50679.284
39532.928
5644.434
10711.414
10284.56
40022.322
9880.959
35583.476
5530.723
144.436
156
Nombre del Elemento
F (1/año)
T (h)
Prob (min/año)
P (MW/año)
W(MWh/año)
W (%)
C (US$/año)
38
C_GUANGOPOLO
0
0
0
0
0
0
0
39
C_GUARANDA
0.787
3.2
151.216
6.928
22.423
0.017
3967.239
40
C_HOLCIN
0.217
3.466
45.052
1.173
5.302
0.002
626.7
41
C_IBARRA 34.5
1.118
2.314
155.175
8.067
16.537
0.013
3232.197
42
C_IBARRA 69
1.527
1.828
167.482
19.67
28.449
0.015
7817.741
43
C_IBARRA NUEVA
1.257
2.926
220.641
19.807
57
0.024
9494.704
44
C_Jivino
6.797
0.949
386.851
105.487
98.904
0.053
46235.478
45
C_MACAS
0.152
2.378
21.641
0.201
1.051
0.002
126.295
46
C_MANABI_CHO
1.43
1.044
89.522
44.516
43.887
0.011
17264.6
47
C_MANABI_MAN
0.285
4.212
72.129
5.581
34.673
0.006
3717.753
48
C_MANABI_POR
0.228
3.448
47.154
5.568
34.298
0.005
3663.992
49
C_MILAGRO_MIL
0.901
2.829
152.913
56.934
99.046
0.011
22649.543
50
C_MULALO
1.158
2.041
141.866
36.817
65.95
0.015
15445.319
51
C_PUYO
0.143
2.507
21.558
0.223
1.053
0.002
124.719
52
C_San_Rafael
0.817
2.312
113.266
12.925
28.928
0.012
5397.042
53
C_TENA
1.906
1.628
186.094
7.156
11.635
0.025
3464.984
54
C_TOTORAS
1.203
1.372
99.091
42.2
58.635
0.011
19325.906
157
Tabla 2: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2007
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Índice
N
SAIFI
SAIDI
CAIDI
ASAI
F
T
Q
P
W
C
Unidad
1/año
min/año
h
%
1/año
h
min/año
MW/año
MWh/año
US$/año
Valor
3169569
1.062
126.978
1.992
99.976
37.085
1.622
3608.943
1758.725
3056.142
782564.107
Descripción
Número total de clientes atendidos.
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
Índice de disponibilidad de servicio promedio
Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
Duración media de interrupción de la carga total del sistema
No disponibilidad de la carga total del sistema
Potencia de carga interrumpida total
Energía de carga total no suministrada
Costos totales de interrupción de carga
FRECUENCIA DE FALLA
F[1/año]
7.2
6.4
5.6
6.797
6.035
4.824
4.8
4
3.2
2.4
1.6
0.8
2.976 2.976
2.349 2.272
2.092
1.906 1.895
1.557 1.527 1.449 1.43 1.427 1.413
1.257 1.224 1.204 1.203 1.158 1.118
1.001 0.989 0.901 0.901 0.817 0.809
0.802 0.787 0.762
0.602
0.565 0.562 0.532 0.532 0.519 0.517 0.511 0.499 0.458 0.434 0.404 0.402 0.402
0.285 0.228 0.217 0.192 0.152 0.152 0.143
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Figura 1: Frecuencia de Falla – Año 2007
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T[h]
TIEMPO DE FALLA
5
4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
240
200
120
80
40
4.742 4.718
4.553
4.212 4.194 4.194
3.466 3.448 3.414 3.395
3.2
132.427
126.75
3.162 3.082
2.926 2.829 2.829
2.798 2.766
W[Mwh/año]
2.645 2.581 2.578
2.519 2.507 2.453
2.378 2.378 2.331 2.314 2.312
2.098 2.092 2.089 2.054 2.041
1.972
86.42 84.221
79.866
75.26570.391
44.39843.88742.002
34.67334.298 32.49 31.133
28.92828.44927.514
Figura 3: Energía no suministrada – Año 2007
1.828 1.818
1.628 1.597 1.525 1.525
1.459 1.372
1.328 1.279
25.06 24.07123.42 22.423 21.81 21.317
19.096
16.537 12.056 12.014
1.21
1.21
1.044 0.979 0.949
0.862
0.563
0
CARGA
Figura 2: Tiempo de Falla – Año 2007
NIVEL DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA
223.363
207.13
194.37
160
122.181121.983121.398
110.598
105.572
99.04698.90498.387
65.95 65.70962.291
58.635 57
0
11.635 11.365 7.617
5.302 3.477 1.203 1.053 1.051
0.007
0
CARGA
159
COSTOS DE INTERRUPCIÓN
C[US$/a ño]
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
C
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CARGA
Figura 4: Costos – Año 2007
Tabla 3: Resultados Índices de Carga – Año 2012
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Nombre del Elemento
*** Total ***
C_AEROPUERTO
C_AMBATO
C_AMBATO_COTX
C_BAÑOS
C_C.SUR_AZO
C_C.SUR_CUE
C_CATEG_CAR
C_CATEG_ESC
C_CATEG_NPR
C_CATEG_PAS
C_CATEG_POL
C_CATEG_SAL
C_CATEG_TRI
C_CEDEGE_PAS
C_CHILIBULO
C_COCA
C_CONOCOTO
C_CUMBARATZA
F (1/año)
27.398
0.165
0.408
0.408
0.456
0.19
0.19
0.357
0.097
0.12
2.813
1.487
0.667
0.728
0.434
0.317
2.329
0.259
0.216
T (h)
1.484
4.322
0.978
0.978
3.058
1.565
1.565
4.716
4.368
3.935
0.935
1.372
1.566
1.727
1.72
1.555
0.327
4.796
5.084
Prob (min/año)
2439.452
42.709
23.942
23.942
83.603
17.815
17.815
101.074
25.463
28.306
157.808
122.451
62.631
75.468
44.735
29.596
45.756
74.665
65.904
P (MW/año)
1542.141
1.291
5.011
3.317
2.952
1.89
12.993
27.018
2.681
7.709
125.046
156.394
145.412
51.617
3.003
4.233
21.509
4.632
0.417
W(MWh/año)
1986.2
6.59
4.992
3.304
12.275
3.785
26.025
66.705
13.277
37.837
110.553
196.141
133.437
83.22
4.443
4.612
6.291
23.225
2.158
W (%)
0.004
0.002
0.002
0.011
0.002
0.002
0.007
0.003
0.002
0.021
0.016
0.006
0.009
0.005
0.003
0.005
0.01
0.003
C (US$/año)
655863.191
901.611
1912.351
1265.867
1863.121
946.712
6508.936
9519.019
1875.09
5368.762
53154.114
72470.886
44605.012
25539.28
1350.854
1697.812
7279.296
3242.475
291.999
160
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
Nombre del Elemento
F (1/año)
T (h)
Prob (min/año)
P (MW/año)
W(MWh/año)
W (%)
C (US$/año)
C_EE. Riobamba
C_EEQ. CALDERON
C_EEQ. EUG ESPEJO
C_EEQ. S/E 18
C_EEQ. S/E 19
C_EEQ. SANTA ROSA
C_EEQ. SELVA ALEGRE
C_EEQ. VIICENTINA
C_EERSSSA_LOJ
C_EMELESA_ESM
C_EMELGUR_DCE
C_EMELGUR_MIL
C_EMELGUR_PAS
C_EMELGUR_QVD
C_EMELNORTE Tulcan
C_EMELORO_MAC_1
C_EMELORO_MAC_2
C_EMELRIOS_BAB
C_EMELSAD_DOM
C_EMEPE_POS
C_EMEPE_SEL
C_GUALACEO
C_GUARANDA
C_HOLCIN
C_IBARRA 69
C_IBARRA NUEVA
C_KENNEDY
C_Lago_Agrio
C_MACAS
C_MANABI_CHO
C_MANABI_MAN
C_MANABI_POR
C_MANABI_S_CAY
0.605
0.391
0.307
0.322
0.52
0.289
0.322
0.076
0.308
0.122
0.282
0.751
2.813
1.757
1.274
0.057
0.099
3.759
0.282
4.861
0.532
0.02
0.625
0.285
0.785
0.316
0.322
0.16
0.022
0.623
1.243
0.09
1.223
2.771
2.189
1.378
1.593
2.89
2.257
1.593
3.758
1.368
3.984
4.836
0.749
0.935
1.505
0.559
4.117
4.547
0.38
1.822
1.914
1.564
5.45
2.858
1.783
1.098
1.364
1.591
4.332
5.286
1.114
0.958
4.461
0.883
100.663
51.396
25.396
30.796
90.124
39.109
30.796
17.069
25.265
29.209
81.863
33.779
157.808
158.668
42.765
14.065
27.015
85.598
30.773
558.253
49.954
6.404
107.263
30.512
51.753
25.899
30.716
41.509
7.004
41.626
71.448
24.165
64.848
21.257
13.156
8.951
10.775
24.897
15.137
27.014
2.719
2.211
4.241
20.158
9.238
159.606
96.513
9.926
0.915
4.583
79.146
14.565
86.943
21.225
0.139
6.107
3.707
11.876
4.433
7.389
4.976
0.126
20.96
87.301
2.616
53.998
52.979
16.354
7.835
12.281
67.31
29.699
30.788
13.038
5.577
19.95
101.775
5.082
141.108
141.574
5.063
4.792
11.869
31.775
20.66
166.933
31.832
0.793
15.906
7.51
7.412
6.016
8.414
21.557
0.693
20.112
59.096
13.454
32.859
0.011
0.004
0.002
0.003
0.011
0.002
0.003
0.001
0.001
0.003
0.011
0.003
0.021
0.019
0.003
0.001
0.002
0.005
0.003
0.076
0.005
0.001
0.012
0.003
0.003
0.001
0.003
0.008
0.001
0.005
0.007
0.002
0.006
11739.352
4762.787
3493.046
4377.209
13066.476
6870.423
10974.032
1899.623
1150.114
2946.64
14107.618
3296.98
67844.733
49025.051
3442.459
640.254
1587.731
27639.153
6590.483
46650.936
8908.667
97.258
3406.209
1647.743
3371.303
1868.586
3000.655
3450.863
88.222
8174.654
28146.994
1827.885
17150.112
161
Nombre del Elemento
F (1/año)
T (h)
Prob (min/año)
P (MW/año)
W(MWh/año)
W (%)
C (US$/año)
0.749
33.779
67.067
36.892
0.003
23934.75
2162.496
53
C_MILAGRO_MIL
0.751
54
C_MULALO
0.441
1.05
27.763
4.962
7.878
0.002
55
C_Novacero
0.418
0.836
20.988
0.578
0.793
0.001
241.64
56
C_PETROPRODUCCION
0.16
4.332
41.509
4.334
18.827
0.006
3010.658
57
C_PUYO
0.226
1.079
14.603
0.544
0.857
0.001
228.4
58
C_SAN ANTONIO
0
0
0
0
0
0
0
59
C_San_Rafael
0.079
4.461
21.265
0.823
4.35
0.002
576.206
60
C_TENA
1.973
0.949
112.298
8.814
8.446
0.015
3473.89
61
C_TOTORAS
1.086
1.103
71.87
38.495
44.114
0.009
17387.738
62
C_TUMBACO
0.17
4.313
43.909
2.592
13.078
0.004
1809.968
Tabla 4: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2012
1
Índice
Unidad
Valor
Descripción
N
-
3928996
Número total de clientes atendidos.
2
SAIFI
1/año
0.64
Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
3
SAIDI
min/año
56.311
Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
4
CAIDI
h
1.465
Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
5
ASAI
%
99.989
Índice de disponibilidad de servicio promedio
6
F
1/año
27.398
Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
7
T
h
1.484
Duración media de interrupción de la carga total del sistema
8
Q
min/año
2439.452
No disponibilidad de la carga total del sistema
9
P
MW/año
1542.141
Potencia de carga interrumpida total
10
W
MWh/año
1986.198
Energía de carga total no suministrada
11
C
US$/año
655863.191
Costos totales de interrupción de carga
162
FRECUENCIA DE FALLA
F[1/año]
4.861
3.759
2.813 2.813
2.329
1.973
1.757
1.487
1.274 1.243 1.223
1.086
0.19 0.19 0.17 0.165 0.16 0.16
0.122 0.12 0.0990.097 0.09 0.079 0.0760.0570.022 0.02
0
C
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C
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O
L
M
C
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L
SA
D
_D
O
M
0.785 0.751 0.7510.728
0.6670.6250.6230.605
0.532 0.52
0.4560.4410.434 0.4180.4080.4080.391
0.3570.3220.3220.322 0.3170.3160.3080.3070.2890.2850.2820.282 0.259
0.2260.216
C
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5.2
4.8
4.4
4
3.6
3.2
2.8
2.4
2
1.6
1.2
0.8
0.4
0
CARGA
Figura 5: Frecuencia de Falla – Año 2012
TIEMPO DE FALLA
T[h]
4.547 4.4614.461
4.3684.3324.3324.3224.313
4.117
3.9843.935
3.758
3.058
2.89 2.858 2.771
2.257 2.189
1.914 1.822
1.783 1.727 1.72
1.593 1.593 1.5911.566 1.565 1.565 1.564 1.555 1.505
1.484
1.378 1.372 1.368 1.364
1.114 1.103 1.098 1.079 1.05 0.9780.9780.9580.9490.935
0.9350.8830.836
0.7490.749
0.559
0.38 0.327
0
C
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4.8364.796 4.716
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5.6
5.2
4.8
4.4
4
3.6
3.2
2.8
2.4
2
1.6
1.2
0.8
0.4
0
CARGA
Figura 6:Tiempo de Falla – Año 2012
C
_C
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A
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A
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TO
N
IO
163
W[MWh/año]
NIVELES DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA
2400
2000
1600
1200
800
400
0
CARGA
Figura 7: Energía no suministrada – Año 2012
C[US$/año]
COSTO DE INTERRUPCIÓN
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
CARGA
Figura 8: Energía no suministrada – Año 2012
164
ANEXO 3:
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA
B_TLC_138
138 kV
B_JMN_230
230 kV
L_ Jamo ndino - P om asqui 2 220
L_ Jamo ndino - P om asqui 1 220
X_C_TUL_13.8
T_ATQ_TUL_1U
C_Colombia
C_IBARRA NUEVA
L_IBA_TUL_1
Colombia
B_PMQ_230
230 kV
B_MVL_69
69 kV
B_TLC_69
69 kV
L_SALEG_PQUITO
L_SALEG_S/E19
L_POM_SE19
L_POM_IBA_1
T_ATU_POM_1U
T_ATQ2_IBA
C_EMELNORTE Tulcan
L_POM_IBA_2
B_SAL_138
138 kV
G_EQEMELNORTE_TUL
B_SE19_138
138 kV
X_RL_POM
B_PMQ_138
138 kV
B_IBR_138_2
138 kV
B_IBR_138_1
138 kV
X_C2_IBA
T_TRQ_ALE_1U
G_EQV_ESM
IBA1IBA
X_C_ESM
T_Cotocollao
C_EMELESA_ESM
T_ATR_IBA_1U
T_SE19
B_ESM_69
69 kV
L_POM_PQUITO
B_SE19_46
46 kV
B_CTC_23
23 kV
B_PQT_138
138 kV
B_SAL_46
46 kV
L_ESPJ_SAL
T_T2_IBA
X_C1_IBA
T_SEAL(1)
B_IBR_69
69 kV
L_VIC_POM_2
B_IBR_34.5
34.5 kV
L_VIC_POM_1
T_ATQ_ESM_1U
T_AA1_ESM(1)
C_EEQ. SELVA ALEGRE
C_COTOCOLLAO
C_EEQ. S/E 19
C_IBARRA 69
T_CALDERON(1)
C_IBARRA 34.5
G_Salinas
B_ESM_138
138 kV
L_ROS_POM_2_2
C_EMELSAD_DOM
B_EES_138
138 kV
L_ROS_POM_1_2
B_SE18_138
138 kV
L_ROS_POM_1_1
B_ESM_13.8
13.8 kV
G_Selva_Alegre
B_PQT_23
23 kV
L_ROS_POM_2_1
T_G1_CTESM
G_EQEMELNORTE_IBA
L_POMq_S/E18
B_SDM_69
69 kV
L_ROS_SALEG
L_DOM_ESM_1
B_VCN_138
138 kV
B_SHU_138
138 kV
C_EEQ. CALDERON
T_EUGENIO ESPEJO(1)
L_DOM_ESM_2
C_PETROPRODUCCION
T_U1_TMO
B_EES_23
23 kV
G_G1_CTESM
T_S/E18_2
T_ATQ_DOM_3U
H_EMAAPQ
G_PAPALLACTA
B_VCN_46
46 kV
C_EEQ. EUG ESPEJO
B_SDM_138
138 kV
C_MANABI_CHO
G_TG1_ROS
G_TG2_ROS
B_SE18_23 kV
23 kV
B_TORI_13.8_U1
13.8 kV
L_JIV_SHU
L_COC_JIV_138
L_SRAF_VIC
B_JIVI_138
138 kV
G_TG3_ROS
L_ROS_ESPJ
B_ECM_138
138 kV
B_PPL_138
138 kV
B_CCA_138
138 kV
L_MUL_VIC_1
G_U1_Termo Oriente
C_EEQ. S/E 18
T_ATU_DOM_3U
B_CHN_69
69 kV
C_EEQ. VIICENTINA
T_ATU_DOM_1
G_CUMBAYA_VIC
X_C_SRS
G_NAYON_VIC
G_ECOLUZ_VIC
L_CAR_PAP
T_ATQ_COC_1U
B_SDM_230
230 kV
L_ROS_CARMEN
L_GPL_VIC
T_ATQ_CHO_1U
L_SROS_CON
L_CON_SRAF
L_COC_JIV
L_PUC_MUL
B_SRS_138
138 kV
G_U1_DPER
G_U2_DPER
B_CHN_138
138 kV
G_U3_DPER
B_CNCT_138
138 kV
L_DOM_ROS_2_1
L_DOM_QVD_2_1
B_PCR_138
138 kV
B_JVN_69
69 kV
B_SRF_138
138 kV
B_CCA_69
69 kV
B_GNG_138
138 kV
B_MLL_138
138 kV
L_TEN_COC
L_DOM_ROS_2_2
L_SEV_CHO
T_TRP_ROS
L_DOM_QVD_2_2
T_ATT_ROS_3U
C_Jivino
T_TRN_ROS
T_ATU_ROS_3U
T U2 Pucara
T_CONOCOTO
C_COCA
T_San Rafael_2
B_SVR_138
138 kV
T_ATQ_MUL_1U
L_CHO_DPR_1
X_RCX-W_ROS
B_SRS_230
230 kV
B_SRS_46
46 kV
B_SRF_23
23 kV
C_CRM_SEVE
G_COCA
G_JIVINO
B_GNG_6.6
6.6 kV
L_PUC_AMB
B_CNCT_23
23 kV
B_MLL_69
69 kV
C_GUANGOPOLO
B_DPR_138
138 kV
C_CONOCOTO
B_QVD_230
230 kV
C_EEQ. SANTA ROSA
G_U1_PUC
G_U2_PUC
B_TNA_138
138 kV
C_San_Rafael
T_GUALHDZ_ROS
C_MULALO
T_GUAGOP+CHI_ROS
G_EQELEPCO_MUL
Compensación/Filtro(1)
G_GUANGOPOLO_T
B_AMB_138
138 kV
L_DPR_QVD_1
T_ATT_QVD_3U
C_TOTORAS
L_DPR_QVD_2
T_ATQ_AMB_1U
L_DPR_POR_1
T_ATQ_TEN_1U
L_QVD_SCY
B_QVD_138
138 kV
G_GUANGOP+CHILL_ROS
G_GHERNANDEZ_ROS
B_TTR_69
69 kV
B_AMB_69
69 kV
L_DPR_POR_2
L_PUY_TEN
L_ROS_TOT_2_1
T_ATR_QVD
B_SCY_230
230 kV
T_ATQ_TOT_3U
L_ROS_TOT_2_2
B_QVD_69
69 kV
B_PRT_138
138 kV
B_TNA_69
69 kV
L_TOT_AMB
C_AMBATO
G_EQAMBATO_AMB
B_TTR_138
138 kV
TRN PORTOVIEJO
C_AMBATO_COTX
C_TENA
B_PYO_138
138 kV
T_U1_SFCO
T_ATR_POR_1U
T_ATQ_POR_1U
L_TOT_SFCO_1
G_U2_SFCO
C_EMELGUR_QVD
B_SCY_138
138 kV
G_CALOPE
B_PRT_69
69 kV
L_TOT_AGO_2
T_ATT_TOT_3U
L_QVD_PAS_2_1
L_PRT_SCY
L_SCY_MNT
X_RCX_TOT
B_SFR_230
230 kV
C_MANABI_POR
G_POZA_HONDA
G_PBARGE_1
T_ATQ_PUYO
L_BÑS_PUY
B_BÑS_138
138 kV
T_U2_SFCO
L_QVD_PAS_2_2
B_PYO_69
69 kV
B_TTR_230
230 kV
B_MNT_138
138 kV
X_C_MAN_1
L_TOT_AGO_1
L_TOT_SFCO_2
G_U1_SFCO
L_AGO_SEC AGO_1
G_PBARGE_2
B_AGY_138
138 kV
G_LA_ESPERANZA
L_TOT_RIO
G_SIBIMBE
TRN MANTA
C_PUYO
G_TOPO
C_EMELRIOS_BAB
X_C_SEL
B_RBB_230
230 kV
G_EMELRIOS
X_C_PUYO
G_EQEMEPE_SEL
B_MNT_69
69 kV
C_EMEPE_SEL
T_CPBA
T U1 Agoyan
T_CPBA(1)
B_BBH_69
69 kV
T U2 Agoyan
L_RIO_GUA
C_MANABI_MAN
B_SEL_69
69 kV
B_GRN_69
69 kV
G_EQV_MAN
B_RBB_69
69 kV
T_ATQ_BAB_1U
G_U1_AGO
L_TOT_MOL_2
T_ATQ_SELEN(1)
T_ATQ_ELE_1U
C_GUARANDA
G_GUARANDA
B_BBH_138
138 kV
G_U2_AGO
C_EE. Riobamba
G_GEQRIO_RIO
L_MOL_RIO_2
G_U10_PAUTE
G_U9_PAUTE
G_U8_PAUTE
G_U7_PAUTE
G_U6_PAUTE
B_ELE_138
138 kV
L_MOL_PAS_2_2
L_CHO_SEL(1)
C_CEDEGE_PAS
L_MOL_PAS_2_1
L_CHO_SEL(2)
B_LCH_138
138 kV
B_CDGE_138
138 kV
L_MIL_PAS_2_2
L_ZHO_MIL_2_2
L_MOL_ZHO_2_2
L_ZHO_MIL_2_1
L_MOL_ZHO_2_1
L_MIL_BAB
L_PAS_DCE
B_PSC_230
230 kV
L_DCE_MIL
B_DCR_230
230 kV
L_CHON_POS
B_MLG_230
230 kV
B_ZHOR_230
230 kV
T_U6_PAUTE
B_MLN_230
230 kV
L_PAS_CHON_2
X_R2_MOL
X_C_MIL
B_PSR_138
138 kV
G_U4_EQUIL
T_ATT_PAS_3U
L_PAS_PTRAL_2_2
L_PAS_CEDEGE
B_MLG_69
69 kV
B_DCR_69
69 kV
B_PROS_230
230 kV
B_PSR_69
69 kV
T_AT1_MOL_3U
T_ATK_CER_3U
B_PSC_138
138 kV
T_ATQ_POS_1U
X_R1_MOL
T_ATK_MIL_3U
L_PAS_CHON_1
G_U3_EQUIL
T_ATU_MIL_1U
B_MLG_138
138 kV
T_AT2_MOL_3U
B_MLN_138
138 kV
C_EMELGUR_PAS
T_U4_EQUIL
X_C_PAS
T_ATQ_PAS_1U
T_ATK_PRTAL
T_U3_EQUIL
C_EMELGUR_DCE
C_EMELGUR_MIL
X_C_DCE
L_PAS_SAL_1_2
C_MILAGRO_MIL
B_PROS_69
69 kV
C_EMEPE_POS
G_U1_Keppel
B_PSC_69
69 kV
B_EQL_138
138 kV
G_U2_Keppel
L_MOL_CUE_1_1
B_EQL_69B
69 kV C_CATEG_PAS
L_MOL_CUE_1_2
G_INGENIOS
B_PLC_138
138 kV
T_TIC_EQUIL
L_SHO_CUE
L_MIL_SID_1_2
G_San Carlos
L_MIL_SID_1_1
T_U1_PAS
G_U5_PAUTE
X_C_POL
G_U4_PAUTE
G_U2_PAUTE
G_U1_PAUTE
L_CUE_CUMB
L_PAS_SAL_1_1
L_PRT_TRI_2_2
C_CATEG_NPR
T_ATQ_POL_3U
L_EQUIL_HOLCIN
G_U3_PAUTE
L_PAS_TRI_2_1
B_EQL_69
69 kV
B_SNC_230
230 kV
X_C_PER
B_PLC_69
69 kV
C_HOLCIN
G_GAS_PAS
B_CNC_138
138 kV
B_GLC_138
138 kV
B_SID_138
138 kV
T_U2_Keppel
T_HOLCIN
L_CUMB_LIMON
T_TRU_SIN_1U
B_ESC_230
230 kV
C_GUALACEO
T_ATQ_CUE_3U
L_SID_MPP_1
L_CUE_CUEb
L_SID_MAC_1_2
G_HOLCIN
G_U1_EQUIL
L_SAL_EQUIL_2
G_TV2_GZEV
L_Keepel_Tri1
C_CATEG_POL
G_U2_EQUIL
G_TV3_GZEV G_TG4_GZEV
B_SLT_138
138 kV
B_MPW_138
138 kV
T_ATT_ESC
L_CUE_LOJ_1
C_C.SUR_CUE C_C.SUR_AZO
B_ESC_138
138 kV
T_U2_MPP
B_MCH_138
138 kV
T_U1_MPP
L_CUE_LOJ_2
B_MCS_138
138 kV
X_C_MAC
T_ATQ_SAL_3U
L_TRI_SAL_1
T_ATR_MAC_3U
L_TRI_SAL_2
B_LJA_138
138 kV
T_BARCAZA_TRI
L_ESC_CAR_2
G_AT1_ATINAJERO
B_TRN_138
138 kV
G_TG6_GASAN
L_LIMON_MACAS
G_EQELECAUSTRO_CUE
T_ATT_TRI_1U
T_ATR_SAL_3U
G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN
B_CNC_69
69 kV
L_SID_MAC_1_1
B_TRN_230
230 kV
L_SAL_EQUIL_1
B_SLT_69_1
69 kV
B_SNC_69
69 kV
L_MIL_MAC
B_LMN_138
138 kV
T_Abanico
G_UA_MPP
G_UB_MPP
B_MCH_69_2
69 kV
B_MCH_69_1
69 kV
L_ESC_CAR_1
X_C_MAC2
B_LJA_69
69 kV
L_MAC_MAC T
T_ATQ_TRI_3U
T_U1_TRI
G_VICTORIA_TRI
SAL_EME_0
C_EMELORO_MAC_1
T_TRK_MAC_3U
X_C_LOJA
B_CRG_138
138 kV
B_TRN_69
69 kV
C_EMELORO_MAC_2
G_EQEMELORO_MAC
C_EERSSSA_LOJ
G_EQEERSSA_LOJ
B_MCH_230
230 kV
B_SLT_69_2
69 kV
ATQ CARAGUAY
C_CATEG_TRI
L_MAC_ZOR_2_1
G_U1_TRI
C_CATEG_SAL
B_CRG_69
69 kV
B_ZRR_230
230 kV
C_CATEG_CAR
X_C_CAY
G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN
G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO
Inter_Peru
L_MAC_ZOR_2_2
G_ABANICO
C_MACAS
165
ANEXO 4:
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA
B_CCS_230
230 kV
L_CCS_LAG
L_Jam ondino - P om asqui 1 220
B_TLC_138
138 kV
L_PIFO_POM_2
L_PIFO_POM_1
B_PMQ_230
230 kV
L_Jam ondino - P om asqui 2 220
B_JMN_230
230 kV
L_PFO_CCS
X_C_TUL_13.8
T_ATQ_TUL_1U
G_U_APAQUI
C_Colombia
L_IBA_TUL_1
Colombia
B_TLC_69
69 kV
Compensación/Filtro(7)
L_SALEG_PQUITO
T_ATU_POM_1U
L_SALEG_S/E19
L_POM_IBA_1
T_POM(1)
L_POM_SE19
G_EQEMELNORTE_TUL
Trayecto de Línea(2)
B_SE19_138
138 kV
B_IBR_138_1
138 kV
B_PMQ_138
138 kV
B_PFO_230
230 kV
G_EQV_ESM
B_IBR_138_2
138 kV
G_VICTORIA_QUIJOS
IBA1IBA
X_C_ESM
T_SE19
L_KEN_PMQ
ATT_PIFO
C_EMELESA_ESM
L_IBA_APQ
B_PQT_138
138 kV
B_SAL_46
46 kV
B_IBR_69
69 kV
L_VIC_POM_2
B_ARP_138
138 kV
B_TMB_138
138 kV
B_IBARRA_69
69 kV
T_San Antonio
T_CALDERON(1)
T_ATQ_ESM_1U
C_EEQ. SELVA ALEGRE
C_EEQ. S/E 19
T_CALDERON
T_TUMBACO_2
B_ESM_138
138 kV
B_TMB_23
23 kV
B_KND_23
23 kV
C_IBARRA NUEVA
C_IBARRA 69
L_KEN_SUB18
T_TUMACO_1(1)
B_ARP_46
46 kV
X_C_SDO
L_POMq_S/E18
L_ESPJ_CLILIBULO(1)
L_ROS_SALEG
B_CHL_138
138 kV
B_PQT_23
23 kV
X_C_IBA
G_Salinas
B_SANT_23
23 kV
L_CHILIBULO_S. ALEGRE
L_ROS_POM_1_2
G_EQEMELNORTE_IBA
G_Selva_Alegre
C_KENNEDY
C_SAN ANTONIO
L_ROS_POM_1_1
B_LAG_230
230 kV
C_EMELSAD_DOM
T_G1_CTESM
B_EES_138
138 kV
B_ESM_13.8
13.8 kV
B_SDM_69
69 kV
C_TUMBACO
B_VCN_138
138 kV
T_CHILIBULO
C_AEROPUERTO
T_ATQ_LAG_3U
C_EEQ. CALDERON
L_DOM_ESM_1
B_SE18_138
138 kV
B_CHL_23
23 kV
L_DOM_ESM_2
L_ROS_PIF_1
T_ATQ_DOM_3U 2
B_LAG_69
69 kV
B_EES_23
23 kV
G_G1_CTESM
T_S/E18_1
C_CHILIBULO
T_ATQ_DOM_3U
X_C_TORI
T_S/E18_2
G_PAPALLACTA
H_EMAAPQ
L_YAG_PIF
C_EEQ. EUG ESPEJO
B_VCN_46
46 kV
L_SRAF_VIC
L_ROS_PIF_2
B_SDM_138
138 kV
X_C_CHO
L_PMQ_SANT
T_T2_IBA
B_SANT_138
138 kV
B_KND_138
138 kV
B_SE19_46
46 kV
B_ESM_69
69 kV
T_ATR_IBA_1U
X_C_POM
L_POM_PQUITO
B_PFO_138
138 kV
T_AA1_ESM(1)
B_APQ_69
69 kV
X_C2_IBA
T_SEAL(1)
T_TRQ_ALE_1U
T_APAQUI
C_EMELNORTE Tulcan
L_POM_IBA_2
B_SAL_138
138 kV
C_Lago_Agrio
G_JIVINO
B_SE18_23 kV
23 kV
G_TG1_ROS
C_MANABI_CHO
G_TG2_ROS
C_PETROPRODUCCION
G_TG3_ROS
L_ROS_ESPJ
B_ECM_138
138 kV
B_PPL_138
138 kV
B_CCA_138
138 kV
L_MUL_VIC_1
B_CHN_69
69 kV
C_EEQ. S/E 18
C_EEQ. VIICENTINA
T_ATU_DOM_3U
G_CUMBAYA_VIC
T_ATU_DOM_1
X_C_SRS
T_ATQ_COC_1U
L_GPL_VIC
C_Novacero
L_SROS_CON
L_CON_SRAF
L_PUC_MUL
T_ATQ_CHO_1U
B_CHN_138
138 kV
B_SRS_138
138 kV
L_DOM_ROS_2_1
G_U3_DPER
G_ECOLUZ_VIC
L_ROS_CARMEN
T_ATQ_CHO_1U 2
G_LA_ESPERANZA
G_NAYON_VIC
L_CAR_PAP
B_SDM_230
230 kV
G_U1_DPER
G_U2_DPER
B_CNCT_138
138 kV
B_PCR_138
138 kV
B_SRF_138
138 kV
B_CCA_69
69 kV
B_GNG_138
138 kV
B_MLL_138
138 kV
L_DOM_QVD_2_1
L_TEN_COC
L_DOM_ROS_2_2
L_SEV_CHO
T_San Rafael_2
L_DOM_QVD_2_2
T U2 Pucara
T_CONOCOTO
C_COCA
G_PILALO
B_SVR_138
138 kV
G_COCA
L_CHO_DPR_1
X_RCX-W_ROS
B_SRS_230
230 kV
B_SRS_46
46 kV
B_SRF_23
23 kV
C_CRM_SEVE
B_DPR_138
138 kV
B_GNG_6.6
6.6 kV
L_PUC_AMB
B_CNCT_23
23 kV
B_MLL_69
69 kV
C_CONOCOTO
B_QVD_230
230 kV
C_EEQ. SANTA ROSA
X_C_MUL
C_San_Rafael
G_U1_PUC
C_GUANGOPOLO
G_U2_PUC
G_SIGCHOS
C_MULALO
G_GUANGOPOLO_T
B_TNA_138
138 kV
Compensación/Filtro(1)
B_AMB_138
138 kV
G_EQELEPCO_MUL
L_DPR_QVD_1
T_ATT_QVD_3U
C_TOTORAS
L_DPR_QVD_2
L_DPR_POR_1
B_QVD_138
138 kV
B_TTR_69
69 kV
L_QVD_SCY
L_DPR_POR_2
B_AMB_69
69 kV
G_GUANGOP+CHILL_ROS
G_GHERNANDEZ_ROS
L_PUY_TEN
L_ROS_TOT_2_1
L_QVD_ANG
B_SCY_230
230 kV
T_ATR_QVD
B_ANG_138
138 kV
T_ATQ_TOT_3U
L_QVD_PAS_2_1
L_TTR_QVD_2_2
B_QVD_69
69 kV
B_PRT_138
138 kV
B_TNA_69
69 kV
L_TOT_AMB
L_ROS_TOT_2_2
L_TTR_QVD_2_2(1)
B_TTR_138
138 kV
T_U1_PAUTE(1)
TRN PORTOVIEJO 2
C_AMBATO
C_AMBATO_COTX
G_EQAMBATO_AMB
C_TENA
B_PYO_138
138 kV
T_U1_SFCO
T_ATQ_POR_1U
L_TOT_SFCO_1
G_U2_SFCO
C_EMELGUR_QVD
B_PRT_69
69 kV
T_ATR_POR_1U
L_TOT_AGO_1
B_SCY_138
138 kV
G_CALOPE
G_U_ANG
L_TOT_SFCO_2
G_U1_SFCO
L_PRT_SCY
L_BÑS_PUY
T_U2_SFCO
L_SCY_MNT
X_RCX_TOT
B_SFR_230
230 kV
TRN PORTOVIEJO(3)
B_BÑS_138
138 kV
B_PYO_69
69 kV
B_TTR_230
230 kV
X_C_MAN_1
L_AGO_SEC AGO_1
B_SCAY_69
69 kV
C_MANABI_POR
G_POZA_HONDA
B_MNT_138
138 kV
B_AGY_138
138 kV
C_PUYO
L_QVD_PAS_2_2
G_S.J. de Tambo
TRN MANTA
G_EMELRIOS
G_SIBIMBE
G_TOPO
B_BÑS_69
69 kV
B_RBB_230
230 kV
C_EMELRIOS_BAB
C_MANABI_S_CAY
X_C_PUYO
G_EQEMEPE_SEL
C_EMEPE_SEL
B_MNT_69
69 kV
X_C_SEL
C_BAÑOS
L_RIO_GUA
B_BBH_69
69 kV
B_SEL_69
69 kV
B_GRN_69
69 kV
X_C_MAN
C_MANABI_MAN
T_ATQ_BAB_1U
B_RBB_69
69 kV
L_TOT_MOL_2
Compensación/Filtro(3)
G_U1_AGO
T_ATQ_BAB(1)
G_EQV_MAN
G_U2_AGO
T_ATQ_SELEN(1)
C_GUARANDA
B_BBH_138
138 kV
T_ATQ_ELE_1U
B_CÑR_230
230 kV
C_EE. Riobamba
G_GUARANDA
Trayecto de Línea
G_GEQRIO_RIO
L_MOL_RIO_2
B_YGC_230
230 kV
B_ELE_138
138 kV
L_AZY_YGC
L_YAG_PAS_2_2
L_CHO_SEL(1)
C_CEDEGE_PAS
G_U10_PAUTE
L_MOL_YAG_2_2
L_YAG_PAS_2_1
G_U9_PAUTE
G_U8_PAUTE
G_U7_PAUTE
G_U6_PAUTE
L_MOL_YAG_2_1
L_YAG_PAS_2_2(1)
L_MIL_YAG_2
L_CHO_SEL(2)
L_YAG_DCE_1
B_LCH_138
138 kV
L_MIL_YAG_1
B_CDGE_138
138 kV
L_PAS_DCE
B_PSC_230
230 kV
L_CHON_POS
B_DCR_230
230 kV
G_U4_EQUIL
B_ZHOR_230
230 kV
T_ATU_MIL_1U
Trayecto de Línea(1)
X_R1_MOL
L_ZHO_MZR_1
X_R2_MOL
L_ZHO_MZR_2
L_PAS_CHON_1
G_U3_EQUIL
L_MOL_ZHO_2_1
B_MLN_230
230 kV
X_C_MIL
L_EQUIL_CHON
L_MOL_ZHO_2_2
L_ZHO_MIL_2_1
B_MLG_230
230 kV
L_PAS_CHON_2
B_PSR_138
138 kV
L_ZHO_MIL_2_2
L_MIL_BAB
X_C_PAS_1
L_PAS_CEDEGE
T_ATK_MIL_3U
T_ATT_PAS_3U
B_PSC_138
138 kV
T_AT1_MOL_3U
L_PAS_PTRAL_2_2
T_ATK_MIL(1)
B_PROS_230
230 kV
B_MZR_230
230 kV
B_MLG_69
69 kV
B_DCR_69
69 kV
L_MOL_SPL_1
L_MOL_SPL_1(1)
B_MLG_138
138 kV
L_MIL_SID_1
B_MLN_138
138 kV
T_U2_MZR
T_U1_MZR
L_MIL_SID_1(1)
B_PSR_69
69 kV
C_EMELGUR_PAS
B_SPL_230
230 kV
X_C_PAS
T_ATK_PRTAL
B_EQL_138
138 kV
L_MIL_ESC_2
X_C_DCE L_MIL_ESC_1
T_ATK_PRTAL 2
B_PSC_69
69 kV
C_EMELGUR_DCE
G_U1_Keppel
T_TIC_EQUIL
B_EQL_69B
69 kV C_CATEG_PAS
L_MIL_SID_1_2
G_U1_MAZAR
G_U2_MAZAR
L_MOL_CUE_1_1
L_MIL_SID_1_1
B_SID_230
230 kV
B_MPW_230
230 kV
X_C_POL
L_PAS_TRI_2_1
G_U5_PAUTE
G_U4_PAUTE
G_U3_PAUTE
G_U2_PAUTE
L_CUE_CUMB
T_SAN IDELFONSO
B_EQL_69
69 kV
C_CATEG_NPR
L_PRT_TRI_2_2
T_U4_MPP
B_SNC_230
230 kV
T_U3_MPP
X_C_PER
L_EQUIL_HOLCIN
T_HOLCIN
C_HOLCIN
G_GAS_PAS
B_SID_138
138 kV
B_ESC_230
230 kV
B_PLC_69
69 kV
G_HOLCIN
L_CUMB_LIMON
L_SID_MAC_1(1)
L_SID_MAC_1
G_TV3_GZEV
G_TG4_GZEV
B_MPW_138
138 kV
C_CATEG_ESC
L_CUE_LOJ_2
B_SNC_69
69 kV
B_CNC_69
69 kV
L_CUE_LOJ_1
L_SID_MAC_1_1
B_TRN_230
230 kV
C_C.SUR_CUE
C_C.SUR_AZO
B_ESC_69
69 kV
L_SAL_EQUIL_1
L_SAL_EQUIL_2
T_ATT_TRI_1U
T_ATR_SAL_3U
G_OCAÑA
B_MCH_138
138 kV
B_MND_138
138 kV
G_EQELECAUSTRO_CUE
B_ESC_138
138 kV
T_ATR_MAC_3U
T_ATQ_SAL_3U
B_LMN_138
138 kV
L_LIMON_MND
X_C_POL(1)
B_SLT_138
138 kV
C_GUALACEO
T_ATQ_CUE_3U
L_SID_MAC_1_2
T_ATK_ESC_3U
G_TV2_GZEV
G_U_SPL 2
G_U_SPL
B_GLC_138
138 kV
L_CUE_CUEb
G_UC_MPP
L_Keepel_Tri1
C_CATEG_POL
G_U2_EQUIL
B_CNC_138
138 kV
G_U1_PAUTE
L_SID_MPP_1
G_UD_MPP
G_U1_EQUIL
B_LJA_138
138 kV
X_C_MAC
L_TRI_SAL_1
L_MND_MACAS
T POWER BARGE
L_TRI_SAL_2
T_ATQ_MAC_3U
B_PBR_69
69 kV
B_SLT_69_1
69 kV
B_TRN_138
138 kV
G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN
G_UA_MPP
G_UB_MPP
L_LOJ_SBNB_SBN_138
B_SBN_13.8
13.8 kV
B_MCH_69_2
69 kV
138 kV
G_VILLONACO
B_LJA_69
69 kV
T_CPBA(1)
L_ESC_CAR_1
L_MAC_MAC T
T_ATQ_TRI_3U
C_MACAS
T_U_SABANILLA
G_VICTORIA_TRI
C_EMELORO_MAC_1
C_EMELORO_MAC_2
G_EQEMELORO_MAC
T_Abanico
T_TRK_MAC_3U
L_SBN_CUMB
X_C_MAC2
B_TRN_69
69 kV
C_EERSSSA_LOJ
X_C_LOJA
B_SLT_69_2
69 kV
G_PBARGE_1
B_CRG_138
138 kV
B_CUMB_138
138 kV
B_MCH_230
230 kV
G_PBARGE_2
G_EQEERSSA_LOJ
T_CUMBARATZA
X_C_TRI
ATQ CARAGUAY
G_U1_TRI
L_MAC_ZOR_2_1
ATQ CARAGUAY 2
L_MAC_ZOR_2_2
B_CUMB_69
69 kV
C_CATEG_SAL
B_ZRR_230
230 kV
B_CRG_69
69 kV
C_CUMBARATZA
G_CHORRILLOS
G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN
B_MCS_138
138 kV
G_SABANILLA
T_U1_TRI
C_CATEG_TRI
T_ATQ_LOJ_1U
B_MCH_69_1
69 kV
L_ESC_CAR_2
G_TG6_GASAN G_AT1_ATINAJERO
SAL_EME_0
T_U1_SPL 3
L_MOL_CUE_1_2
G_U2_Keppel
B_PLC_138
138 kV B_PROS_69
69 kV
T_U1_PAS
T_U1_SPL 2
T_U1_SPL
L_SID_MPW
G_INGENIOS
C_EMEPE_POS
L_SHO_CUE
C_EMELGUR_MIL
C_MILAGRO_MIL
G_San Carlos
G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO
X_C_CAY
C_CATEG_CAR
Inter_Peru
G_ABANICO
G_U_SPL 3