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. 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[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 0 C_ EM C_ J iv EL C _ R IO i n o E C_ M S_ EM EP B A E E_ B C _ L GU PO CA R S C_ TE _P A CA G_ S T E PA C_ G S EM C _ _PO EL CO L NO RT CA E C_ Tu EM C _lc T Ea n EL NA C _ GU R EE _Q C_ Q V EE C_ . S D IB /E Q. AR 1 SE 8 L C _ VA R A 69 M A C_ A L N E C _ EE Q A B G R E M . C I_ C E EL A L H O C _ OR D E IB O R O A R _M N R A C _ A N C _1 C _ EE U C O Q. E V TO S /E A C _ C OL 19 TO LA C_ T O R O C_ MU A S C_ L I EE B A R A L Q. RA O E C _ U G 34.5 C _ CO E S MI N O PE C _ L A G C O JO E M R TO EL O_ M C _ G U IL Sa R _ C n M C _ _C _R a IL EE A T f a Q. EG el _ V C _ I I C TR I E C GU N C _ _ E A R T IN A A EE E . Q . R io N D A b S a C_ AN m b E T C_ E R A R a EM S S O S S EL A _ A S A LO J C_ C D A M _ A M_ D O BA BA M C_ TO T CE _ C O C _ DE O T C A GE X _ C _ T EG P A EM _ C S C _ C _ C EP A R EM A T E _S E E EL C _ L OR G _ N EM O P _ E M R C _ L GU A C C A R _2 _ C _ T EG D C E C. _S S C_ U AL R C _ C .S _C MA U R U E C_ NA _AZ M B I_ O AN M AB A N C_ C I_ E M _ H P OR E L O LC IN C _ ES G U A_ A L E SM C_ AC M A EO C C_ C A G U A _PU S YO NG OP OL O 0 CARGA Figura 1: Frecuencia de Falla – Año 2007 _E C_ C E A Q . S TE EL G V _P C A A OL _C LE A TE G R C _E G _ E S M EP AL C _ E _ C CA _E TE PO S M G C ELG _NP _E M UR R C _E ELG _Q V E Q UR D .V _ IIC P A S C _C EN T A TE INA C _C G _ A C _M TE TR I G IL _ A G PA S R O _M I C _J L C C _EE ivin _E o Q C _E M E . S LG /E E Q . S UR 19 _D A N TA CE C _E R O E S C Q. S A _C /E . C 18 _E SU R E . R _C io UE ba C C m _E _ E MU ba Q . C LA C LO _E A L M EL DE R R IO O N S C _T _B C _I B OT AB A R OR R A AS C _C N U A TE EV C _M A G _C A C _E NA A R B M I_ E C LS CH _M A O A D_D N O A C M _M BI _ A N MA A N C B _ C I _E EM _P O E Q EPE R .E U _SE G L C _S E S a n PE J _ C _E C_ Ra O fa IB M EL AR el O R RA C _E O 6 M _M 9 C ELE AC _C SA _2 C _E O T _E O M EL CO SM LL O R A O _M O C _ A C C GU _ _E C A _E RA 1 E R M N D EL SS A S N A O _ R TE LO C _C Tu J O l N can C O _I C B O A TO R R A 34 C _E C .5 _ M C EL O G CA U R _M IL C C _C _T .S EN U R A _ C _A AZ O M B C _A C_ AT O H M O B LC A T IN C O_ _G CO U A TX LA C C EO _P U C Y _ C _C MA O ED C C A _G E G S U A E_ P NG A S O PO LO C _C A T _C EG C A _N _E T E P M G R EL _S C _M GU AL AN R_ A D C BI_ CE _C M .S AN U C _C R _ C .S U U E R _A C C ZO _M _H AN O L C C_ AB IN I C EM _P O _E EP R M EL E _S E E C_ SA L _E G C UA SM _C R ED AN C _E E G DA E C E. R _P _I A i B A oba S C_ RR m ba A M N IL C_ AG UE EM R VA O EL _M G I C _C U R L A T _M C_ EG IL _C C O A N O R C _E CO C _C E Q TO . O TO S /E C_ C_ CO 19 EE CA LL T A Q . S EG O A N _TR TA I C_ R O EE C _ SA Q . V PU Y I C ICE O _G N UA T IN LA A C_ C C EM _M EO EL A C A S C SA D _I BA _D R O C_ RA M 34 C Sa C _E _EE n_R .5 EQ R a . S SS fae EL S A l _L V C_ A A O J L E C _E M E EG E Q P RE . C E _P AL O S C_ C D EE _M ER UL O N Q .E U ALO G E C S _I B PE A C_ RR JO EE A 6 Q .S 9 C /E _E C_ 18 M EL TE N G A U C C R _A _A _Q V C _E MB MB D M A A EL TO TO _ N OR CO TE TX C_ T u T O lc C T an C _E _CA O R M TE AS EL G _P C OR O _E O M _M L EL A C C_ GU _2 R_ C C_ AT P A E S C _E MA G _ P N M EL AB AS I O RO _CH _M O A C_ C_ Ji 1 v C _E C_ in o M C E C_ LR O C A IO G S U _ A NG BA B O PO LO C C 158 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 _C A C T _ C _E EM EG E EL _P Q . S GU OL EL R VA _P AS A LE G R E C C_ _C J C A ivin _E TE o M G EL _P C A R _E S IO M S _B EL A G B U C R _E _Q M VD EP C E _ _P C _E CA O TE S E Q . V G_ TR C I I C _M EN I IL TI A N G A R O C _M _E IL E Q C _C . S /E A TE 18 G _S C _T A L O T C _E OR A E C S _M Q. S A /E N 19 A B C I_ _C C C A _E TE HO E G Q . C _N P A LD R C ER _E C O _ E Q MU N .S LA A LO N C TA _E R E O . C SA _E Rio b M C _E EL am ba M G EL U R C O _D _E R O C M _M E EL A O C R _ O _M 1 C A _C C C _2 _E .S U M EL R_ C SA CU _I E D B _D A R O R M A C N _C U A TE EVA G C _C C _E _I A B R E Q AR .E R A U 6 G C E 9 _E SP M E EL C JO N _C O R O T C E A C Tu _E lc M an EP C _S E_ SE C a _C n_ L R O TO afa C el C _E O LL E R A SS O S C _G A_ LO U C J _M AR A A N N D A C _M BI_ A M A A N N A B I_ P O R C C _C _T O EN N A C O _I C B O A C TO R _E R M A EL 34 C G .5 _E U M R _M EL IL ES A _E C SM _A M C B _C A C TO _A .S M UR B A _A TO ZO _C O TX C _H C _G OL C U IN A LA C EO C _M A C A S C _C C_ ED PU Y C _G EG O E_ U A NG PA S O P O LO 0 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 _P U C Y _C O .S U R _A ZO C _T U M B A C C _L O ag o C _A _E g M ri o E LE C _E S A M _ E E L S O M R O _M A C C _M _2 A N A C B _E I_ P E O Q R .V I IC E N T IN A C _M C A _S C A A S N A NT O N IO C C _C _E O M C E A C L _E G U M R_ E L Q N V O D R T E C Tu _M l A ca N n A B I_ S _C A C Y _I BA R C R _M A 69 IL A G R O _M C _C IL A TE G C _ _M S A A L N A B I_ C C H _E O M E P E_ S EL C _B A C Ñ _C O S E D E G E_ PA S C _A C M _E B A E T Q O .C A LD E R C O _E N EQ .S /E 18 C _K E C N _I NE B D A Y R RA C _E N E U Q E .E VA U G E S P E JO C _H C _E O L M C E IN 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 _E M E P E _P C O _C S A TE G _P A S 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 _E M C _T EN A EL G U R _P AS C _N ov C ac _M er IL o A G R C O _E _M M IL EL R IO S C _B _S A A B N A N TO NI O 5.084 4.8364.796 4.716 C _E M 5.286 C _M A C A S EL G U R _D C _C C E A TE G _C C _M A R A N A B I_ P C O _C R C A _P TE E G TR _E O SC PR O D U C C IO C N _T U M C B _E A C M O EL ES C A _E _E E SM Q .V IIC EN TI N C A _E E Q .S C /E _E 19 E .R io C ba _E m E ba Q .C A L C D _E ER M O EL N SA D _D O C M _C A TE G _T C R _E I E Q .S /E 18 C _K EN N E C DY _C .S U R _A C ZO _E M EP C E _E _S M EL EL G C U _E R _Q E Q VD .E U G E C SP _E E E JO R SS S A C _ LO _M J A N A B I_ C H O C _I B A R R A 69 C _M C U _A LA M LO B A TO _C O TX 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 A TE G C _P _C O A L TE G C _ PA _E M S EP C E _M _P A O N S A B I_ M C A _C N A TE G _T C R _T I O C TO _E M R EL A S G U C R _E _D E C .R E io ba C _C m ba A TE G C _C _M A A C R N _E A B E I_ Q .S C H A O N TA R C O _C SA .S C U _E R E _ Q C .C U C E A _E L D E ER Q .E O U N G E SP C _L E ag JO o_ A C g ri _G o U A C RA _E M N C _P D EL A E G TR U R O _M PR IL O D C U _E C M C IO EL N ES A _E SM C _A M B C A _C TO A TE G _E SC C _B A Ñ C O _T S U M B A C O C _H C O _C LC ED IN E C G _E E_ E PA R SS S S C A _A _L ER O J O PU ER C _S TO an _R af C ae _N l ov ac C er _G o U A C L _S A C A EO N A N TO NI O C _C A C TE _E G M _P EL O G L U R C _ _C Q VD A TE C _E G M _S EL A L G U R C _D _E CE EQ C .S _M /E A N AB 19 I_ M C A _T N O C TO _M RA IL A S G R C C O _E _E _M EQ M IL E .S PE EL _S VA EL AL C EG _C R .S E U R C _C _L U ag E o_ C _M C A _P g A rio E TR NA B O I _ PR C H O O DU C C C _G IO UA N R C AN _C D A C A TE _E E G Q _E .V IIC SC EN TI N C A _B A Ñ O S C _T E C NA _M U LA LO C _H C _A O LC ER I O C PU N _I BA ER R TO RA C _E N U M E EL VA G U R_ M C IL _A M B C A _C TO H IL IB C _S U LO an C _A _R M a B AT fae l O _C O TX C _P U C Y _N O C ov _S a ce A N ro A N 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