UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA SEDE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA

“ANÁLISIS DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS ECONÓMICOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA AL INYECTAR POTENCIA EN EL ANILLO DE 69 KV DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL CENTRO SUR.”

Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero Eléctrico

AUTOR: Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

DIRECTOR: Ing. Freddy Campoverde

Cuenca – Ecuador 2011

Los conceptos desarrollados, analizados, realizados y las conclusiones del presente trabajo, son de exclusiva responsabilidad del autor.

(f)_______________________________ Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

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Certifico que bajo mi dirección la tesis fue realizada por el Tnlg

Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

(f)_______________________________ Ing. Freddy Campoverde

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AGRADECIMIENTOS.

Quiero agradecer a Dios, quien ha sido mi guía durante toda la etapa que estoy culminado, a mi Director de tesis Ing. Freddy Campoverde quien fue mi guía para la culminación del proyecto, a mis padres quienes fueron los que me dieron la confianza y el ánimo para luchar hasta llegar a culminar este proyecto, y finalmente a mi esposa e hijos que siempre están conmigo y son la razón de mi vida.

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RESUMEN. La presente tesis está encaminada a realizar un estudio del ingreso en operación comercial de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV, este estudio plantea los impactos tanto técnicos como económicos que se dan por el aporte de energía activa como reactiva.

Para esto se realiza una evaluación del estado actual del anillo de 69 KV de la EERCS, antes de ingresar la central Ocaña, recopilando información sobre las líneas de transmisión, transformadores , cargas que se tienen en cada una de las subestaciones de la EERCS y la potencia de

en cada uno de los grupos de

generación de Elecaustro, esto según sea la época que se plantea teniendo escenarios distintos en función de hora de mayor y menor demanda, época del año como lluviosa y estiaje y escenarios que se manejan en Elecaustro propiamente como son salida de operación Saymirín por exceso de sedimentación, o cambio de línea de transmisión en la subestación de Saucay.

Se corren flujos de potencia en el programa DIgSILENT y se determina los parámetros que se maneja actualmente el anillo de 69 KV, estos parámetros son de voltaje, pérdidas en las líneas, pérdidas en

transformadores, flujos de carga,

sobrecarga en transformadores y líneas de transmisión. Estos análisis se realizan con una proyección de carga en las subestaciones hasta el año 2014.

Se ingresan los parámetros de la central

hidroeléctrica Ocaña al programa de

simulación DIgSILENT con la potencia prevista a trabajar (26 MW carga máxima y 13 MW mínima carga), se corre flujos de potencia con los escenarios planteados en el capítulo III, adjuntando 2 escenarios más que son la evacuación de la energía por la línea S/E Cañar_ S/E Sinincay con mínima y máxima carga, esto en temporada lluviosa y temporada de estiaje respectivamente.

Finalmente se realiza recomendaciones y conclusiones de la evaluación de la inclusión del proyecto Ocaña principalmente encaminado a dar recomendaciones de tensión para la operación de central hidroeléctrica Ocaña, para evitar sobretensiones y minimizar las pérdidas en las líneas de transmisión. 5

ÍNDICE GENERAL RESUMEN. 5 ÍNDICE GENERAL 6 ÍNDICE FIGURAS ¡Error! Marcador no definido. INDICE DE TABLAS

¡Error! Marcador no definido.

MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 1.1

18

INTRODUCCIÓN. .................................................................................. 18

1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP ... 19 1.2.1 Representación de las líneas ................................................................ 19 1.2.1.1 Línea de transmisión corta. ......................................................... 19 1.2.1.2 Línea de transmisión media. ....................................................... 19 1.2.1.3 Líneas de transmisión largas. ...................................................... 20 1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión. ................. 20 1.2.2.1 Calibre. .......................................................................................... 21 1.2.2.2 Longitud. ....................................................................................... 21 1.2.2.3 Tipo de conductor. ....................................................................... 21 1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores ...................................... 23 1.2.3.1 Resistencia de corriente continua ............................................... 24 1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna ................................................ 24 1.2.4 Inductancia. .......................................................................................... 26 1.2.5 Capacitancia ......................................................................................... 30 1.2.6 Conductancia ........................................................................................ 31 1.3

IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES.

32

1.3.1 Transformadores .................................................................................. 32 1.3.2 Datos de placa de los transformadores. ............................................. 32 1.3.2.1 Transformadores pertenecientes a Elecaustro. ......................... 32 1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS ........................... 33 1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores ........................ 35 1.3.3.1 Prueba de cortocircuito ............................................................... 35 1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES. ................ 36 1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo. .......................... 36 1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. ................................................................................................................ 37 1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL SISTEMA .............................................................................................................. 39 1.6.1 Sistemas por unidad ............................................................................. 39 1.6.2 Valores base de las impedancias ......................................................... 40 1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad ................................................... 41 CAPITULO II

43

SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA A TRAVÉS DE DIGISILENT 43 6

2.1 PLANTEAMIENTO DE LAS ECUACIONES DE FLUJO DE POTENCIA........................................................................................................... 43 2.1.1 Los flujos de potencia .......................................................................... 43 2.2 MÉTODOS DE RESOLUCIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA 47 2.2.1 Método Gauss-Seidel............................................................................ 47 2.2.2 Método Newton Raphson .................................................................... 49 2.3 SOFTWARE A UTILIZARSE ............................................................... 56 2.3.1 Introducción. ........................................................................................ 56 2.3.2 Manejo de datos ................................................................................... 57 2.4

APLICACIÓN DETALLADA DEL PROGRAMA DE SIMULACIÓN 58 2.4.1 Editor Grafico....................................................................................... 58 2.4.2 Como cargar una base de datos en DIgSILENT ............................... 60 2.4.3 Flujos de carga ..................................................................................... 64 2.4.4 Espacio de trabajo ................................................................................ 68

2.5 DATOS DE ENTRADA Y SALIDA....................................................... 70 2.5.1 Datos de entrada en DIgSILENT ....................................................... 70 2.5.1.1 Ingreso de datos de generación ................................................... 70 2.5.1.2 Ingreso del datos de carga ........................................................... 72 2.5.1.3 Ingreso de escenarios de operación. ........................................... 74 2.5.2 Datos de salida en DIgSILENT ........................................................... 75 2.6

COMENTARIOS DEL PROGRAMA. .................................................. 80

CAPITULO III

83

FLUJOS DE CARGA EN EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA ACTUAL.

83

3.1 DATOS DE CARGA Y GENERACIÓN DEL SEP .............................. 83 3.1.1 Cargas máximas de los alimentadores de la EERCS ....................... 83 3.1.2 Cargas mínimas de los alimentadores de la EERCS ...................... 84 3.1.3 Cargas de los generadores. .................................................................. 85 3.1.3.1 Saymirín fases 1 y 2 ...................................................................... 86 3.1.3.2 Saymirín fases 3 y 4 ...................................................................... 87 3.1.3.3 Central hidroeléctrica Saucay..................................................... 88 3.1.3.4 Central térmica El Descanso ....................................................... 90 3.1.3.5 Central hidroeléctrica Hidroabanico ......................................... 91 3.1.3.6 Central térmica de Monay .......................................................... 92 3.1.3.7 Central hidroeléctrica Ocaña ...................................................... 93 3.2

CLASIFICACIÓN DE LAS BARRAS .................................................. 94

3.3

Matriz de admitancias del SEP ............................................................... 97

3.4 Escenarios para la evaluación de los flujos de carga ........................... 98 3.4.1 Temporada lluviosa.............................................................................. 99 3.4.1.1 Escenario A ................................................................................. 100 3.4.1.2 Escenario B ................................................................................. 101 3.4.1.3 Escenario C ................................................................................. 102 3.4.1.4 Escenario D ................................................................................. 104 7

3.4.2 Flujo de carga en temporada de estiaje............................................ 105 3.4.2.1 Escenario E ................................................................................. 105 3.4.2.2 Escenario F ................................................................................. 106 3.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA......................................................................................................... 108 3.5.1 Escenario A ......................................................................................... 108 3.5.1.1 Voltajes ........................................................................................ 108 3.5.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 109 3.5.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 111 3.5.2 Escenario B ......................................................................................... 111 3.5.2.1 Voltajes ........................................................................................ 111 3.5.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 113 3.5.2.3 Carga de líneas ........................................................................... 114 3.5.3 Escenario C ......................................................................................... 114 3.5.3.1 Voltajes ........................................................................................ 114 3.5.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 116 3.5.3.3 Carga en líneas de transmisión. ................................................ 117 3.5.4 Escenario D ......................................................................................... 117 3.5.4.1 Voltajes ........................................................................................ 117 3.5.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 119 3.5.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 120 3.5.5 Escenario E ......................................................................................... 120 3.5.5.1 Voltajes ........................................................................................ 120 3.5.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 122 3.5.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 122 3.5.6 Escenario F ......................................................................................... 123 3.5.6.1 Voltajes ........................................................................................ 123 3.5.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 125 3.5.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 126 3.6

CONCLUSIONES .................................................................................. 127

CAPITULO IV

134

EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA

134

4.1 DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA ........... 134 4.1.1 Ubicación............................................................................................. 134 4.1.2 Datos de generación. .......................................................................... 134 4.1.3 Transformador ................................................................................... 135 4.1.4 Línea de transmisión .......................................................................... 136 4.2

DIAGRAMA UNIFILAR SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. 138 4.2.1 Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT 138 4.2.2 Configuración ..................................................................................... 141 4.2.2.1 Configuración de generadores. ................................................. 141 4.2.2.2 Configuración de transformadores .......................................... 144 4.2.2.3 Configuración de la línea de transmisión ............................... 145 8

4.2.2.4 Configuración de barras ............................................................ 146 4.2.3 Diagrama final luego de incluir la central hidráulica Ocaña......... 146 4.3 ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA ........................................................................................ 147 4.3.1 Escenario en temporada lluviosa ...................................................... 148 4.3.1.1 Escenario A ................................................................................. 148 4.3.2.1 Escenario B ................................................................................. 148 4.3.1.2 Escenario C ................................................................................. 149 4.3.1.3 Escenario D ................................................................................. 149 4.3.2 Escenario en temporada de estiaje ................................................... 150 4.3.2.1 Escenario E ................................................................................. 150 4.3.2.2 Escenario F ................................................................................. 150 4.3.2.3 Escenario G ................................................................................. 151 4.3.2.4 Escenario H ................................................................................. 152 4.4 EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE DIGSILENT ....................................................................................................... 152 4.4.1 Escenario A ......................................................................................... 152 4.4.1.1 Voltaje ......................................................................................... 152 4.4.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 154 4.4.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 155 4.4.2 Escenario B ......................................................................................... 155 4.4.2.1 Voltaje ......................................................................................... 155 4.4.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 157 4.4.2.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 158 4.4.3 Escenario C ......................................................................................... 159 4.4.3.1 Voltaje ......................................................................................... 159 4.4.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 160 4.4.3.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 161 4.4.4 Escenario D ......................................................................................... 162 4.4.4.1 Voltaje ......................................................................................... 162 4.4.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 164 4.4.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 165 4.4.5 Escenario E ......................................................................................... 165 4.4.5.1 Voltaje ......................................................................................... 165 4.4.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 167 4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 168 4.4.6 Escenario F ......................................................................................... 169 4.4.6.1 Voltaje ......................................................................................... 169 4.4.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 170 4.4.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 172 4.4.7 Escenario G ......................................................................................... 172 4.4.7.1 Voltaje ......................................................................................... 172 4.4.7.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 174 4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 175 4.4.8 Escenario H ......................................................................................... 175 4.4.8.1 Voltaje ......................................................................................... 175 4.4.8.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 177 4.4.8.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 178

9

4.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA......................................................................................................... 179 4.5.1 Máxima tensión .................................................................................. 179 4.5.2 Mínima tensión ................................................................................... 179 4.5.3 Perdidas en los transformadores. ..................................................... 180 4.5.4 Máximas perdidas en las líneas de transmisión. ............................. 181 4.5.5 Inyección de potencia al sistema ....................................................... 182 4.6 Impactos económicos y técnicos ............................................................ 184 4.6.1 Impactos Técnicos .............................................................................. 184 4.6.1.1 Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar 184 4.6.1.2 Análisis de voltajes en la barra de Ocaña ................................ 186 4.6.1.3 Mayor potencia energético en la región ................................... 187 4.6.1.4 Flujos de potencia ....................................................................... 188 4.6.1.5 Aumento de perdidas ................................................................. 190 4.6.2 Impactos económicos ......................................................................... 193 4.6.2.1 Costos por perdidas ................................................................... 193 4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica ............................. 196 4.6.3 Impactos Sociales .............................................................................. 196 4.6.3.1 Construcción de carreteros. ...................................................... 196 4.6.3.2 Inyección económica a la región. .............................................. 197 4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona. ...................................... 198 4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar ...................................... 199 4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas ........................................ 199 CAPITULO V

200

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 200 BIBLIOGRAFIA ANEXOS

205

207

10

INDICE FIGURAS CAPITULO I ………………………………………………………………………18 Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta………………………………19 Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media ………………………………..20 Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga ………………………………..20 Figura. 1.4 Resistencia en C.C……………………………………………………24 Figura 1.5 Efecto piel en conductores……………………………………………25 Figura 1.6 Estructura ERH-2G………………………………………………….28 Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito…………………………….36 Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo……………………………….37 CAPITULO II……………………………………………………………………...43 Figura. 2.1 Ventana grafica del DIgSILENT……………………………………60 Figura. 2.2 Cargar usuario y contraseña en el DIgSILENT……………………60 Figura 2.3 Administrador de datos del Digisilent………………………………..61 Figura. 2.4 Pantalla de opciones de modelado del DIgSILENT………………62 Figura 2.5 Importación de datos en el DIgSILENT……………………………63 Figura 2.6 Exportación de datos en el DIgSILENT……………………………64 Figura. 2.7 Pantalla de escenarios planteados para el análisis en DIgSILENT65 Figura. 2.8 Ventana de simulación de flujos de potencia en DIgSILENT….…67 Figura. 2.9 Modo de presentación grafica de resultados de una simulación…68 Figura. 2.10 Utilidad de cada uno de los iconos de la barra de herramientas del DIgSILENT…………………………………………………………………….…..69 Figura. 2.11 Acceso a un generado en la ventana grafica del DIgSILENT……70 Figura. 2.12 Configuración de datos básicos en un generador en el DIgSILEN...………………………………………………………………………...71 Figura. 2.13 Configuración de dato de carga

en un generador en el

DIgSILENT………………………………………………………………………...72 Figura. 2.14 Acceso directo a la configuración de una carga en el DIgSILENT………………………………………………………………………...73 Figura. 2.15 Configuración de carga en el DAIGISILENT……………………74 Figura. 2.16 Ingreso de un nuevo Escenario en DIgSILENT…………………74 Figura. 2.17 Base de datos de los escenarios cargados en el DIgSILENT……75 Figura. 2.18 Barra de resultados del DIgSILENT………………………………75

11

Figura. 2.19 Resumen de datos de carga subidos al DIgSILENT………………76 Figura. 2.20 Datos de generación de las maquinas síncronas en el DIgSILENT………………………………………………………………………...77 Figura. 2.21 Resultado en las barras de generación externa (subestaciones Sinincay y Cuenca) ………………………………………………………………...77 Figura. 2.22 Resultados en las líneas de transmisión en el DIgSILENT………78 Figura. 2.23 Resultados de los transformadores de tres devanados en el DIgSILENT………………………………………………………………………...79 Figura. 2.24 Resultado de los transformadores de dos devanados en el DIgSILENT………………………………………………………………………...80 CAPITULO III……………………………………………………………………83 Figura. 3.1-Generador de Saymirín #4 fase 1-2…………………………………87 Figura. 3.2-Generadores Francis de Saymirín fases 3-4………………………88 Figura. 3.3-Generadores de Saucay………………………………………………89 Figura. 3.4 Central térmica del Descanso………………………………………..90 Figura. 3.5 central Hidroabanico………………………………………………..91 Figura. 3.6-Central térmica de Monay………………………………………….93 Figura. 3.7-Central hidroeléctrica Ocaña en su etapa de construcción………93 Figura. 3.8-Tipos de barras descritos en el DIgSILENT. ……………………… 94 Figura. 3.9-Simbolo del bus de referencia en el DIgSILENT…………………96 Figura. 3.10-Simbolo del bus de carga en el DIgSILENT………………………96 Figura. 3.11 Bus P-V en el DIgSILENT…………………………………………97 Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara………103 Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A……………………108 Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A………………….109 Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A

.110

Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B………………………112 Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B……………………..112 Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B……………………….......113 Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C………………………….115 Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C………………………......115 Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C………………………........116 Figura. 3.22 Curva de voltajes mínimos escenario D……………………….....118 12

Figura. 3.23 Curva de voltajes mínimos escenario D………………………......118 Figura. 3.24 Curva de pérdidas totales escenario D………………………........119 Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E………………………....121 Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E……………………….......121 Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E…………………………...122 Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F……………………….124 Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F……………………….......124 Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F……………………….........125 Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS…………...133 CAPITULO IV………………………...........……………………………...……..134 Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña…………………134 Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750………………………………………….137 Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña……………………137 Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT………………………................138 Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT………………………..........139 Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT……….139 Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT……….....140 Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT………………………140 Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT……………141 Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT………………….142 Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña………………142 Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT….143 Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña………………144 Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña……145 Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT ….……146 Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña………………………………………150 Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña. ……..153 Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña. . ……153 Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña . ……...154 Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña. . ……...156 Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña. . ……...157 Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña . ……...158 Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña. . ……...159 Figura. 4.24 curva de voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña. . ……...160 13

Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña . ……...161 Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163 Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163 Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...164 Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña. . ……..166 Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña. . ……...167 Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...168 Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña. . ……...169 Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña. . ……...170 Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña . ……...171 Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña………173 Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña………173 Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña .………174 Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña. .………176 Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña .………177 Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña .………178 Figura. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña…....……..192 Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña. . …193 Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña. …….…197 Figura. 4.44 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la central Ocaña…………………...………….……….…………….………………198 Figura. 4.45 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña.…………..……..199

14

ÍNDICE TABLAS Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores………………………….….23 Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor………….26 Tabla 1.3 Reactancia según la configuración……………………………………29 Tabla. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión…………………30 Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro…………33 Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS………34 Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS…..35 Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS…………38 Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes..38 Tabla 2.1 Tipos de barra indicando el numero de ecuaciones..………………..47 Tabla 3.1-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS.84 Tabla 3.2-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS..85 Tabla 3.3-Carga máxima de los generadores de Elecaustro……………………86 Tabla 3.4 Tipos de barras en el anillo de 69 KV. ………………………………..95 Tabla 3.5-Generacion para el escenario A…….………………………………101 Tabla 3.6-Generacion para el escenario B ….………………………………...…102 Tabla 3.7-Generacion para el escenario C….………………………………..…104 Tabla 3.8-Generacion para el escenario E ….………………………………...…106 Tabla 3.9-Generacion para el escenario F ….………………………………...…107 Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…108 Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…109 Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A

….…………………………………...110

Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A…….111 Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B ….………………………...…111 Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B

….…………………………...112

….…………………………………...113

Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B….…114 Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C….…………………………114 Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C……….………………………115 Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C….…………………………………116 Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C…..117 Tabla 3.23-Voltajes mínimos en el escenario….….……………………………118 15

Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario……….……………………………………119 Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D……120 Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E……………………………….121 Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E………………………………………….122 Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E…….123 Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F………….…………………123 Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F….…………………………124 Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F….…………………………………125 Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F……126 Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios……….127 Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios……….127 Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios….128 Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F………………129 Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I………………………….130 Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios…………...131 Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores…………132 Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A………………………………….148 Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B………………………………….149 Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C………………………………….149 Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F……………………………………151 Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña……………………152 Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña……………………153 Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, ……….154 Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A,……155 Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña………………….156 Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña……………………156 Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B…………157 Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B,…158 Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña……………………159 Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña…………………..160 Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C,……….161 Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C,…162 Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña……………………162 Tabla 4.19 Voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña…………………163 16

Tabla 4.20 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario D, ……164 Tabla 4.21 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario D, …165 Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña…………………166 Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña……………………166 Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas escenario E, con Ocaña………168 Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña………….………169 Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña……….………….170 Tabla 4.28 Perdidas en cada línea, en el escenario F, con Ocaña…………….171 Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas, escenario F, con Ocaña……….172 Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña……………………172 Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña……………….173 Tabla 4.32 Perdidas en cada línea en el escenario G, con Ocaña……………174 Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas escenario G, con Ocaña ………175 Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña……………………176 Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña. ………………….176 Tabla 4.36 Perdidas en cada línea , en el escenario H, con Ocaña………….…177 Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas , escenario H, con Ocaña …….....178 Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña………………………….179 Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA………………………179 Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia…………………….180 Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña……………………………………181 Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A………….182 Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G…………..182 Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con Ocaña…….……..183 Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con Ocaña……..…..184 Tabla4.46 Comparación de niveles de voltaje……………………………….….185 Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña…………..186 Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro…………….188 Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos, antes y después de Ocaña………......189 Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña………190 Tabla 4.5Comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego de Ocaña ……….191 Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas………………………………195 Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía………………………………….195 17

CAPITULO I MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

1.1 INTRODUCCIÓN.

El flujo de potencia es la denominación que se da a la solución de estado estacionario de un sistema de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas de generación, carga y topología de la red.

Los análisis de flujos de potencia consisten en obtener las condiciones de operación en régimen permanente de un sistema de energía eléctrica, más concretamente dados los consumos en cada nodo, y la potencia generada por los alternadores, se trata de encontrar los voltajes en los nodos y los flujos de potencia por las líneas y los transformadores.

En la operación diaria, constituye la base del análisis de seguridad del sistema, los análisis de flujos de carga, se ejecutan periódicamente para identificar posibles problemas de sobrecargas o voltajes inaceptables, como consecuencia del crecimiento de la carga o cuando ocurre algún cambio brusco en la topología de la red. En la planificación permite simular el estado en que se encontrarían los distintos escenarios que se estén analizando ante una demanda estimada.

Los análisis de los flujos de potencia son de gran importancia en la planificación y diseño de los futuros proyectos de expansión del sistema de potencia como también en la determinación de las de las mejores condiciones de operación de los sistemas ya existentes.

En el estudio de los flujos de potencia se tiene en cuenta la magnitud y el ángulo de fase del voltaje en cada barra, la potencia activa y reactiva que fluyen en cada línea. El estudio se va a dedicar a los flujos de potencia en los escenarios demanda mínima 02:00 AM y demanda máxima 19:00 PM,

según la proyección de demanda

entregada por la EERCS hasta el año 2014

18

El análisis se lo hace en el DIgSILENT el cual permite cargar los datos reales de despacho en el programa, a continuación se va analizar los flujos para las demandas mínima, y máxima para distintos escenarios que se plantearan.

1.2

IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP

1.2.1

Representación de las líneas

Al realizar un estudio de flujos de carga, tenemos uno de los más importantes parámetros como son el medio por el cual va a fluir la distribución de potencia dentro del alimentador de 69 KV, este medio que es una línea de transmisión trifásico y con diferentes valores tanto de calibre como tipo de conductor, se la va a representar como una línea monofásica con su equivalente que según la distancia que tenga se la va a catalogar como sigue en la siguiente descripción.

1.2.1.1

Línea de transmisión corta. En la línea de transmisión corta podernos decir que la capacitancia en

derivación es tan pequeña que puede omitirse por completo con una pérdida de exactitud pequeña por lo que solo se requiere considerar la resistencia R y la inductancia L que está en serie con la longitud total de la línea.

Para hacer referencia como líneas cortas tenemos las que de longitud tienen menos de 80 KM de longitud. El circuito equivalente de una línea de transmisión corta se muestra en la Figura 1.1

Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta

1.2.1.2

Línea de transmisión media. 19

La línea de transmisión de longitud media, se le incluye la admitancia en paralelo (Capacitancia pura), dividiéndola en dos partes iguales la admitancia paralelo total de la línea y se coloca en los extremos dando el circuito nominal llamado π (PI)

La Figura. 1.2 muestra el circuito equivalente de una línea de transmisión de longitud media, la cual para considerarse como tales van desde una distancia de 80 km hasta 240 km.

Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media

1.2.1.3

Líneas de transmisión largas.

Este tipo de líneas de transmisión se requiere un alto grado de exactitud para ser calculadas debido a que los parámetros de la línea están distribuidos uniformemente a lo largo y estas están sobre los 240 km de longitud, por lo cual dentro de nuestro estudio no las tomamos en cuenta por no estar involucradas las mismas.

Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga

1.2.2

Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión.

20

Para obtener la resistencia de las líneas de transmisión del SEP a estudiar, en el trabajo investigativo se obtuvieron los siguientes parámetros a considerar.

1.2.2.1

Calibre.

Para especificar el trenzado multifilar, se suele utilizar su calibre como punto de partida, se entiende por calibre, el área de la sección transversal o cualquier parámetro que lo defina, puede ser el diámetro o el radio. El calibre de los conductores que conforman el SEP a analizar donde se realizara el flujo de carga tenemos. •

Conductores aéreos de 477 MCM

•

Conductores aéreos de 268.8 MCM

•

Conductores aéreos de 3/0 ACSR

•

Conductores subterráneos de 250 XLPE Cu

•

Conductores subterráneos de 50 mm2 Cu

1.2.2.2

Longitud.

La longitud que se tiene dentro de las líneas de transmisión no son mayores a 50 Km por lo que se la puede modelar como una línea corta anteriormente descrita, pero para nuestro caso el análisis la vamos a tomar como una línea de longitud media para una mayor precisión en los resultados tomando en cuenta que el análisis se lo va a realizar en un software de computadora, los parámetros a obtener de la línea de transmisión van a ser de resistencia, inductancia y suceptancia

1.2.2.3

Tipo de conductor.

Los conductores en las líneas de transmisión son del tipo multifilar y constan de una serie de alambres conductores trenzados en forma helicoidal, este hecho que sea trenzado y no conductor solido, es para agregar flexibilidad mecánica al conductor, proveyendo propiedades de resistencia mecánica.

21

En general un conductor de n capas de alambres que posea un centro de conductor único, puede ser determinado el número de alambres por medio de la siguiente ecuación: No alambres = 3n2-3n+1

Ec_1.5

Para un conductor multifilar, de conductor central único, posee una relación de alambres según el número de capas será, 7, 19, 37, 61, 91,127….etc.

Los tipos de conductores utilizados en línea de tensión son:

AAC: Conductor de aluminio (All Aluminium Conductor).- Estos son conductores de aluminio estándar 1350, son clasificados en:

Clase AA. Para conductores usados en líneas

Clase A. como conductores a ser recubiertos por materiales resistentes a la humedad, o para líneas de muy alta flexibilidad.

Clase B: para conductores ha de ser aislados con varios materiales y para conductores indicados bajo la clase a donde la flexibilidad es requerida

Clase C: son empleados para aplicaciones donde una gran flexibilidad es requerida.

ACSR: Conductor de aluminio con aleación de acero (Aluminium Conductor Steel Reinforced)

Este conductor es empleado en líneas de transmisión y sistemas de distribución primaria, El ACSR ofrece el óptimo esfuerzo para el diseño de líneas.

El núcleo de acero es variable de acuerdo a los diseños de esfuerzo, sacrificando la capacidad de corriente del conductor.

22

ACAR: Conductor de aluminio con refuerzo de Aleacion(Aluminium Conductor Alloy Reinforced)

Es usado como conductor para sistemas de distribución primaria y secundaria, poseen una buena relación de esfuerzo peso, y lo hace aplicable en aplicaciones donde capacidad de corriente y esfuerzos son las consideraciones primarias en el diseño de la línea.

El tipo de conductor que entrelaza todo el SEP es el tipo PARTRIDGE para conductor de 266.8 MCM y el HAWK para el conductor de 477 MCM, los cuales para realizar el cálculo tiene los siguientes parámetros técnicos.

Resistencia CA,60 Hz 50 C área del diámetro 20 C RMG, Palabra clave aluminio tensado (m) Ω/km Ω/km Ds pies PARTRIDGE 266,8 26/7 0,016307 0,2145 0,2356 0,0088 HAWK 477 26/7 0,021793 0,12 0,1317 0,0086 Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores Fuente: Libro Análisis de sistema de Potencia, pág. 707

1.2.3

Calculo de la resistencia de los conductores

La resistencia es el efecto más importante en las perdidas de las líneas de transmisión, es originado por la resistencia de los materiales conductores que conforman la línea de transmisión. La resistencia eléctrica en los conductores desencadena disipación térmica sobre los mismos como consecuencia del efecto Joule, además de una caída de tensión.

En los sistemas de transmisión eléctrica, la resistencia se transforma en un factor a erradicar y eliminar, debido a que la resistencia eléctrica se transforma en la causa principal de pérdidas de la energía transmitida.

Para tratar de disminuir las perdidas por efecto Joule en la resistencia de los conductores, se han elevado los niveles de tensión de transmisión, con el objetivo de 23

reducir apreciablemente la corriente que circula por la línea para un mismo valor de potencia a transmitir.

La resistencia eléctrica se ve afectada por una serie de fenómenos que provocan la distribución no uniforme de la corriente en el conductor. Existen dos tipos de resistencias eléctricas

1.2.3.1

Resistencia de corriente continua

En el caso de la corriente continua se logra una distribución uniforme de la corriente en la sección transversal de conductor, lo que permite la máxima conducción a través del material.

La resistencia en corriente continua (Rdc) de un cuerpo puede ser estimada por la ecuación: =

Ec.1.1

L: Longitud A: área de la sección transversal

Figura. 1.4 Resistencia en C.C

1.2.3.2

Resistencia de Corriente Alterna

La resistencia de corriente alterna(Rca) se diferencia de la resistencia de corriente continua (Rdc), en el hecho de que la primera considera la distribución no uniforme de la corriente a lo largo de la sección transversal del conductor como consecuencia de los fenómenos que se hacen presentes al trabajar con corriente alterna.

24

El efecto piel o Skin Efect, indica que en los conductores con sección transversal circular, aumenta la densidad de corriente del interior al exterior, sin embargo en conductores de radio suficiente grande, se puede presentar densidades de corriente oscilantes a lo largo del radio.

Figura 1.5 Efecto piel en conductores

Aunque existen métodos para calcular los valores de resistencia en Corriente Alterna para los distintos tipos de conductores y materiales y su posible variación con la temperatura, la mayoría de los fabricantes suministran junto a su producto una cantidad de tablas donde se incluyen los posibles valores de resistencia en corriente alterna para ciertas temperaturas.

En la tabla 1.3 se observa la resistencia de cada una de las líneas de transmisión que conforman el SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) a analizar.

25

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN SUBESTACIÓN Tensión salida

llegada

KV

S/E 03

S/E 02

22

S/E 03-

S/E 02

22

S/E 04

S/E 01

22

S/E 06

S/E 01

22

S/E 04

S/E 06

22

S/E 10

S/E 06

22

S/E 03

S/E 05

S/E 04

PARAMETROS Calibre de conductor MCM 3/0 ACSR

[km]

R pu Ω/km

Ω

3,149

0,276

0,424

1,334

3,07

0,126

0,198

0,608

3,577

0,164

0,221

0,792

2,214

0,098

0,215

0,476

3,024

0,15

0,24

0,727

3/0 ACSR - 50 mm2 Cu

8,917

0,648

0,352

3,137

69

477 ACSR

8,934

0,026

0,132

1,246

S/E 05

69

266,8 MCM

10,276

0,055

0,257

2,636

S/E 04-P

S/E 27

69

266,8 MCM

2,085

0,011

0,249

0,52

S/E 05

S/E 14

69

266,8 MCM

46,926

0,246

0,249 11,701

S/E 04

S/E 07

69

266,8 MCM

3,634

0,019

0,249

0,905

S/E 09

S/E 18

69

266,8 MCM

24,061

0,127

0,25

6,024

S/E 11

S/E 19

69

477 MCM

1,325

0,004

0,146

0,194

S/E 07

S/E 12

69

266,8 MCM

10,051

0,053

0,25

2,515

S/E 07

S/E 19

69

477 MCM

9,823

0,029

0,139

1,369

S/E 04

S/E 20

69

477 MCM

14,078

0,041

0,14

1,971

S/E 19

S/E 20

69

477 MCM

4,901

0,014

0,14

0,685

S/E Cuen

S/E 03

69

477 MCM

3,428

0,009

0,126

0,434

S/E Cuen

S/E 03

69

477 MCM

3,016

0,009

0,14

0,421

S/E Cuen

S/E 07

69

477 MCM

5,288

0,016

0,141

0,746

S/E Cuen

S/E 15

69

266,8 MCM

21,022

0,092

0,209

4,389

S/E 15

S/E 23

69

266,8 MCM

45,452

0,193

0,202

9,177

S/E 23

S/E 22

69

266,8 MCM

33,017

0,121

0,175

5,785

S/E 22

S/E 21

69

266,8 MCM

51,669

0,23

S/E 12

S/E 09

69

477 MCM

11,504

0,034

250 XLPE Cu 266,8 ACSR - 3/0 AWG -250 XLPE Cu 266,8 ACSR - 250 XLPE Cu 266,8 ACSR - 3/0 AWG XLPE Cu

0,212 10,929 0,139

1,602

Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor. Fuente: EERCS

1.2.4

Inductancia.

La inductancia

permite relacionar al campo magnético originado por la

corriente que transporta la línea de transmisión mediante un modelo eléctrico sencillo que se lo denomina inductancia

26

Los conductores poseen inductancia debido a los flujos internos, la corriente sinusoidal produce flujos que varían sinusoidalmente en fase con la corriente. Además la inductancia se da debido al flujo externo de un conductor

Para determinar la inductancia de una línea simple de dos conductores cilíndricos sólidos se suman la inductancia debido a los enlaces del flujo interno más la inductancia debido a los enlaces de flujo externo.

Las tablas generalmente enlistan los valores de RMG para los conductores estándares están disponibles y dan información necesaria para el cálculo de la reactancia inductiva como también de la capacitancia en paralelo y de la resistencia

En general es más deseables la reactancia inductiva que la inductancia de un conductor, Para el cálculo de una línea trifásico se debe tomar en cuenta el RMG (radio medio geométrico) de las 3 líneas

En caso de una línea trifásico que sus distancia entre conductores no son con un espaciamiento equilátero, para restablecer el balance en las tres fases intercambiando la posición de los conductores en intervalos regulares a lo largo de la línea, de forma tal que cada conductor ocupe la posición que tenia originalmente los otros a igual distancia. A este intercambio se le denomina transposición.

Para obtener la impedancia de una línea trifásica aplicamos la siguiente expresión =2

2 10

!"# $!"

% Ω/( Ec. 1.1

Donde f

frecuencia

GMD

Distancia media geométrica de las líneas

RMG

Radio medio geométrico

Para determinar el GMD se toma las estructuras que encontramos dentro del anillo de 69 KV, la siguiente que analizaremos es la más común dentro del alimentador por lo 27

que vamos a calcular y tomar como referencia para el cálculo de la impedancia de la línea de transmisión. •

ERH-2G

Figura 1.6 Estructura ERH-2G

LA DMG (distancia media geométrica) de un grupo de conductores se determina de la siguiente manera •

)*+ = /,)-. )- ). Ec. 1.2

)*+ = /√4,609 ∗ 4,609 ∗ 6 = 5,033 •

• •

=4∗

∗

∗ 10

∗

#"! $!"

%9 8

= 0,4786 ?J I

Ec. 1.4

DONDE:

1.2.6

f

frecuencia

GMD

Distancia media geométrica de las líneas

RMG

Radio medio geométrico del conductor

Conductancia

31

La conductancia es el parámetro eléctrico de la línea de transmisión que toma en cuenta la corriente de fuga a través de los aislantes y cables debido a la posible ionización de los medios. Las corrientes de fuga en la línea de transmisión aérea son muy pequeñas, por lo general se desprecian, por ello se suele admitir que la conductancia es nula (G=0)

1.3

1.3.1

IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES.

Transformadores

Los transformadores son los enlaces entre las líneas de transmisión y los generadores del sistema de potencia. Las líneas de transmisión del presente análisis operan a una tensión de 69 KV de línea a línea, los generadores que se conectan al SEP tenemos en un rango de 2,4 KV, 4,160 y 6,3 KV, Los generadores de la central hidroeléctrica Ocaña operaran a una tensión de 13,0 KV. Además los transformadores en las subestaciones sirven para bajar a tensiones que se usan los transformadores de distribución que son a niveles de 22000 V y 6300 V.

Todos los transformadores de potencia que se encuentran conectados a al SEP, producen pérdidas debido a la impedancia propia que tiene el transformados por lo que es necesario determinar la misma para el modelado de los flujos de potencia.

1.3.2

Datos de placa de los transformadores.

Los datos de placa del transformador son de suma importancia, debido a que con estos podemos determinar los valores de impedancia y las características de tensión, voltaje para el análisis del SEP.

En el trabajo de campo se pudo obtener los parámetros de los transformadores, donde se ha hecho distinción entre los transformadores pertenecientes a la empresa Elecaustro de generación, y la empresa Eléctrica regional Centro Sur.

1.3.2.1

Transformadores pertenecientes a Elecaustro. 32

Entre las

características que diferencia a los transformadores de la Elecaustro

tenemos las siguientes: •

Ninguno de ellos es de tres devanados

•

No están conectados en paralelo pero las características son las mismas en el

caso de la central de Saymirín unidades 1y2, 3y4, en la central Saucay unidades 1 y 2, unidad 3 y unidad 4 •

Solamente los transformadores de Saucay unidades 3 y 4 se conectan al entrar

en línea la unidad a la que está conectado, esto debido a que la sincronización se hace con interruptores SF6 a 69 KV.

En la tabla 1.6 se detallan las características de los transformadores de las diferentes centrales de ElecAustro.

TRANSFORMADORES DE LAS CENTRALES DE GENERACION PERTENECIENTES A ELECAUSTRO S.A. P(MW) Corri. Corri. V. V. % CENTRAL Nom. Pri. Sec. Pri. Sec. Conexión Cto cto Sau 1-2 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,84 Sau-3 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,86 Sau-4 10 83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y 8,86 Say- 1 1,6 41,99 384,9 22 2,4 ∆ - Y 5,5 Say- 2 1,6 41,99 384,9 22 2,4 ∆ - Y 5,5 Say- 3 2,45 64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y 6,64 Say- 4 2,45 64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y 6,64 Say 5-6 10 83,67 2405,63 69 2,4 ∆ - Y 9 Descanso 20 167,35 1832,86 69 6,3 ∆ - Y 8 Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro Fuente: Elecaustro 1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS

1.3.2.2.1

Transformadores de dos devanados

Este tipo de transformadores de potencia normalmente la EERCS los tiene en la parte del de los cantones Orientales de la región, y tiene 2 transformadores en la Subestación #1

33

En la tabla 1.7 se puede observar las características de los transformadores de dos devanados pertenecientes a la EERCS.

TENSION (KV) Rs Xs Zs CAPACIDAD Ubicación Primario Secundario % % % (MVA) CONEXIÓN S/E #01 22 6,3 0,4 5,9 5,923 5 Dyn11 S/E #01 22 6,3 0,4 5,8 5,843 5 Dyn11 S/E #23 69 13,8 0,51 7 6,998 2,5 Dyn11 S/E #22 69 13,8 0,51 6,8 6,859 2,5 Dyn11 S/E #21 69 13,8 0,1 6,5 6,5 5 Dyn11 Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS Fuente: EERCS 1.3.2.2.2

Transformadores de tres devanados

Los transformadores de 3 devanados pueden tener diferentes capacidades, la impedancia de este tipo de transformadores se puede dar en por ciento o por unidad sobre sus capacidades por lo que se debe expresar los valores en por unidad sobre una misma base.

Algunas de las aplicaciones de los transformadores de 3 devanados tenemos los siguientes. •

Los terceros armónicos nocivos que se presentan en los voltajes respecto al

neutro en un transformador trifásico conectado en Y-Y se elimina introduciendo un tercer devanado en cada fase y conectándolo en ∆, los cuales podría suministrar energía a una carga local, tal como condensadores síncronos utilizados para regular el factor de potencia y por tanto, la magnitud del voltaje. •

Cuando se subdivide la carga de un sistema de distribución grande en dos

partes, cada una es alimentada por un grupo independiente de devanados, se puede reducir la corrientes de cortocircuito diseñando cada devanado como una reactancia de fuga mayor, lo cual disminuye el tamaño y por tanto el costo de los interruptores de potencia.

34

TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS Tensión (kV) IMPEDANCIAS Potencia. (MVA) Ubicación P-S % P-T S-T P S t Ω %Ω %Ω Conexión TAP PRIM SEC TERC S/E #02

23 6,3 2,87

5,90%

17,52%

4,14% YN0yn0d1

0,95

6

6

2

S/E #02

23 6,3 2,87

5,90%

17,52%

4,14% YN0yn0d1

0,95

6

6

2

S/E #03

69 22

4,2

9,00%

8,84%

3,52% YN0yn0d1

0,975

16

16

5,3

S/E #03

69 22

4,2

8,69%

4,84%

1,62% YN0yn0d1

0,975

10

10

3,3

S/E #04

69 22

6,3

8,10%

4,45%

1,05% YN0yn0d1

0,975

24

24

8

S/E #04

69 22

6,3

9,45%

4,45%

1,05% YN0yn0d1

0,975

12,5

12,5

4

S/E #05

69 22

2,39

8,20%

4,45%

1,05% YN0yn0d5

0,975

24

24

8

S/E #05

69 22

2,39

8,91%

4,45%

1,05% YN0yn0d5

0,975

10

10

3,3

S/E #07

69 22

2,39

9,00%

4,45%

1,05% YN0yn0d1

1

10

10

3,3

S/E #09

69 22

2,39

9,00%

4,45%

1,05% YN0yn0d1

1

10

10

3,3

S/E #12

69 22

2,39

9,00%

4,45%

1,05% YN0yn0d5

1

10

10

3,3

S/E #12

69 22

2,39

9,00%

4,45%

1,05% YN0yn0d5

1

10

10

3,3

S/E #14

69 22

4,28

9,00%

3,94%

1,44% YN0yn0d5

1

10

10

3,3

S/E #15

69 22

2,39

8,90%

3,75%

1,44% YN0yn0d5

0,975

12,5

12,5

3,3

S/E #18

69 22

2,4

9,00%

3,94%

1,44% YN0yn0d5

1

10

10

3,3

Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS Fuente: EERCS 1.3.3

Obtención de la impedancia de los transformadores

La impedancia del transformador se va a determinar a partir de los datos de placa del mismo, en donde se especifica los valores por ciento de la tensión de cortocircuito

1.3.3.1

Prueba de cortocircuito

La prueba de cortocircuito que se le realiza a los transformadores en la fábrica y es el valor que viene marcado en su placa consiste cortocircuitar el lado de baja tensión, y en el lado de alta tensión suministrarle una tensión variable que comienza en cero para subirla gradualmente hasta llegar a la corriente nominal en el lado donde esta cortocircuitado la línea, entonces ese nivel de tensión que se obtiene se lo pone en por ciento respecto a la tensión nominal del transformador.

35

Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito

1.4

MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES.

1.4.1

Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo.

Se llaman nodos a las uniones formadas cuando uno a mas elementos de un circuito se conectan a sus terminales, la formulación sistemática de ecuaciones, determinada en los nodos de un circuito al aplicar la ley de corrientes de Kirchoff, es la base de algunos sistemas computacionales de los problemas de flujos de potencia.

Para poder observar la realización de la formación de las ecuaciones de nodo se va emplear la Figura. 1.8 donde se notan los nodos encerrados dentro de un circulo y las fuentes de corrientes están conectados a los nodos 3 y 4 y los demás elementos se representan como admitancias Y = 1/Z.

La notación de un subíndice es estilizada para designar el voltaje de cada nodo con respecto al nodo de referencia (0)

36

Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo

KLI − LN OPQ + KLI − L> OP + KLI − LS O = 0 Ec_ 1.6

Ahora vamos a determinar la ecuación de nodos con la ley de corrientes de kirchoff

Arreglamos La ecuación de la siguiente manera:

LI TP + P + PJ U − L> P − LN P − LS PJ = 0 Ec_ 1.7 Observando detenidamente la Ec_ 1.6 observamos una manera rápida de plantear donde las admitancias denominadas propias llegan al nodo planteado (1) todas con el signo positivo, y las admitancias impropias son la resta de los diferentes nodos, de tal manera que podemos plantear una matriz de ecuaciones que nos queda como el de la figura 1.14

YII Y V >I YNI YSI

YI> Y>> YN> YS>

YIN Y>N YNN YSN

YIS VI II Y>S V> I X V X = V >X YNS VN IN YSS VS IS

Ec. 1.8 Planteamiento de la Matriz de ecuaciones

1.5

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA.

La base de datos de DIgSILENT tiene representadas a cada una de las barras y líneas del sistema eléctrico donde tiene jurisdicción la EERCS, la cual involucra 37

tres provincias, Azuay, parte de Cañar y Morona Santiago, además el Sistema se encuentra dividido por Subestaciones y cada subestación contiene diferente cantidad de alimentadores o en su defecto Alternadores,

En el anexo 1, se puede observar el diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la EERCS, incluido los generadores de Elecaustro.

En la tabla 1.9 podemos ver cada Subestación con sus alimentadores, que pertenecen a la EERCS y la tabla 1.10 las subestaciones de Elecaustro con sus respectivos generadores.

SUBESTACION

S/E 05 ARENAL

S/E2 CENTENARIO

S/E 1 L.CORDERO

S/E7 RICAURTE S/E 12 EL DESCANSO

S/E 9 HUABLICAY Fuente: EERCS

Alimentador Alim 0521 Alim 0522 Alim 0523 Alim 0524 Alim 0525 Alim 0526 Alim 0201 Alim 0202 Alim 0203 Alim 0204 Alim 0205 Alim 0101 Alim 0102 Alim 0103 Alim 0104 Alim 0721 Alim 0722 Alim 0723 Alim 1221 Alim 1222 Alim 1223

SUBESTACION

S/E 04 P.INDUSTRIAL

S/E 3 MONAY

S/E 18 CAÑAR

S/E TURI

S/E 14 LENTAG

Alimentador Alim 0421 Alim 0422 Alim 0423 Alim 0424 Alim 0425 Alim 0426 Alim 0321 Alim 0322 Alim 0323 Alim 0324 Alim 0325 Alim 1821 Alim 1822 Alim 1823 Alim 1824 Alim 0821 Alim 0822 Alim 0823 Alim 1421 Alim 1422 Alim 1423

Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la Alim 0921 EERCS.

38

SUBESTACION

Generador

SUBESTACION

Generador

Say-U1 Ocaña_1 Say-U2 Ocaña_2 Say-U3 S/E 10 S/E OCAÑA Say-U4 Say-U5 Say-U6 Desc-U1 Sau-U1 Desc-U2 Sau-U2 S/E 12 S/E 20 Desc-U3 Sau-U3 Desc-U4 Sau-U4 Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes. Fuente: Elecaustro.

1.6

DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL SISTEMA

1.6.1 Sistemas por unidad

Para realizar el estudio de los flujos de potencia se lo va a realizar para mayor comodidad y por ser más simples y mas informativos en valores por unidad, A nivel de transmisión de energía se utiliza los niveles de kilovoltios y Megavars debido a que se transmite una gran cantidad de potencia, sin embargo estas cantidades al igual que los Amperios y los ohms se expresan frecuentemente en valores por unidad desde un valor base o de referencia especificado para cada uno.

El valor en por unidad de cualquier cantidad se define como la relación de la cantidad a su base y se expresa como un decimal. Los métodos de cálculo en por unidad son más simples y mas informativos que los voltios, los amperios y los ohm reales.

El voltaje, la corriente, los kilovoltoampers y la impedancia esta relacionados de tal manera que la selección de los valores base para cualquiera dos de ellos determinan la base de las dos restantes, la impedancia base es aquella que tiene una caída de voltaje igual a la del voltaje base, cuando la corriente fluye a través de ella 39

es igual a la del valor base de corriente. Para sistemas monofásicos o trifásicos la corriente se refiere a la corriente de línea, el voltaje se refiere al neutro y los kilovoltoampers se refieren a los kilovoltoampers por fase.

Las siguientes formulas relacionan las diferentes cantidades

h(i h(i h(i

[

= abcd-e` .-_`, Y>> Y£> YC>

Ec._3.1

YIN … . . Y>N … . . Y££ … . YC£

YIC Y>C . Y£C YCC

Generalmente en el presente caso de estudio a la tercera iteración converge con el sistema de ecuaciones en los nodos se obtuvieran el voltaje y el Angulo de cada uno de ellos.

3.4

Escenarios para la evaluación de los flujos de carga

En el estudio de los flujos de carga se debe plantear posibles escenarios que se puedan dar en la operación del SEP, con esto podemos detectar fortalezas y debilidades del mismo, por lo que vamos a plantear los siguientes escenarios. •

Temporada lluviosa. 98

Dentro de temporada lluviosa podemos clasificar el flujo de carga en función de las potencias máximas de los generadores y carga máxima dada por el departamento de planificación de la EERCS Dentro de temporada lluviosa se va plantear en función de las potencias mínimas de las cargas entregadas por la EERCS y mínima potencia entregada por la empresa ELECAUSTRO, Escenario atípico en temporada lluviosa, parada de unidades en la central Saymirín por exceso de lluvias y demasiada agua turbia •

Temporada de estiaje

Flujo de carga con las máximas potencias generadas por la empresa Elecaustro, en temporada de estiaje, y las cargas en los alimentadores de la EERCS a máxima potencia, para esto se toma como referencia en generación la potencia dada a partir de las 19:00 Flujo de carga con las potencias mínimas en los generadores de Elecaustro, y carga mínima que normalmente se dan a la misma hora 2 am.

3.4.1

Temporada lluviosa

Afluentes para las centrales hidroeléctricas.

Las centrales hidroeléctricas de Elecaustro tiene un valor agregado para el funcionamiento de sus generadores , esto es aportes desde 2 grandes represas que alimentan a la central Hidroeléctrica de Saucay, y el agua turbinada es alimentada a la central de Saymirín, es decir son 2 centrales en cascada. Con estas represas Elecaustro puede planificar de una manera adecuada la generación en los tiempos de estiaje.

Para esto tenemos las siguientes represas: •

Represa de Chanlud

99

La Presa de Chanlud se encuentra ubicada en la cuenca alta del río Machángara, a una distancia de 45 kilómetros al noroccidente de la ciudad de Cuenca. La presa es de tipo Arco Gravedad en la que toda la estructura es de Hormigón Armado. La altura de la presa es de 51 metros, con una capacidad de almacenamiento de 17´000.000 de metros cúbicos de agua, con lo cual se puede operar en las centrales de Saucay y Saymirín en los períodos de estiaje. •

Represa de Labrado

La Presa lcdo. Daniel Toral Vélez (El Labrado) se encuentra ubicada en la cuenca alta del rí-o Chulco (afluente del río Machángara, a una distancia de 40Km. de la ciudad de Cuenca, al noroccidente de la misma.

La Presa es del tipo Gravedad, en la que su estructura principal está construida de hormigón ciclópeo, complementada con un dique conformado por un enrocado recubierto de arcilla debidamente compactado.

La altura de la presa es de 13 metros con una capacidad de almacenamiento de 6.200.000 m3, lo que permite operar a las centrales hidroeléctricas en los períodos de estiaje. Los estudios de la presa los realizó la Compañía INGLEDOW KIDD AND ASSOCIATTES del Canadá, en el año de 1962. La construcción se inició el 12 de noviembre de 1969 y la terminación de la obra fue en abril de 1972.

En la época lluviosa en la centrales hidráulicas de Saymirín y Saucay se tiene el aporte de las represas de Chanlud y labrado, pero adicionalmente se tiene grandes aportes por otras quebradas que normalmente no son un gran aporte, pero en temporada lluviosa pueden aportar sustancialmente para la generación de las centrales hidráulicas por lo que le factor de planta de las mismas sube, en el caso de Saymirín es de 1 y en la central de Saucay llega a 0,9.

3.4.1.1

Escenario A

Flujo de carga con máxima potencia en generadores y máxima carga en alimentadores

100

Este escenario generalmente se presenta a las en temporada lluviosa que van desde el mes de abril hasta el mes de Junio, los generadores de las centrales hidráulicas están en capacidad de producir en la hora pico que va desde las 18:00 hasta las 21:00 toda su capacidad de carga.

De igual manera la central térmica del descanso en la hora pico que hace alusión el escenario en estudio ingresa con la totalidad de carga, es decir 12,6 MW, en la tabla 3.5 tenemos las cargas de los diferentes generadores los cuales se ingresa al DIgSILENT y se corre flujos de carga.

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA LLUVIOSA Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 4 1,28 saucay-2 4 1,28 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín - 1 1,25 0,4 Saymirín - 2 1,25 0,4 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 1,95 0,62 Saymirín - 5 4 1,28 Saymirín - 6 4 1,28 TOTAL 51 17,99 Tabla 3.5-Generacion para el escenario A Fuente: Elecaustro

3.4.1.2

Escenario B

Flujo de carga con mínima potencia generada y mínima potencia consumida por los alimentadores

Este escenario planteado se da en temporada lluviosa y la hora del mismo es a las 2:00 AM, la carga en los generadores hidráulicos de Saymirín llegan con un 101

factor de planta 1, mientras de Saucay tenemos un factor de planta de 0,75. La central termoeléctrica del Descanso normalmente en estas temporada sus maquinas paran la generación debido a la gran cantidad de agua que se tiene para generar en las centrales hidroeléctricas del país.

En la tabla 3.6 tenemos las potencias a ingresar en el DIgSILENT para el modelado de flujos de carga.

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA LLUVIOSA Desc-U1 0 Desc-U2 0 Desc-U3 0 Desc-U4 0 Saucay-1 0 saucay-2 4 saucay-3 7 saucay-4 7 Saymirín - 1 1,25 Saymirín - 2 1,25 Saymirín - 3 1,95 Saymirín - 4 1,95 Saymirín - 5 4 Saymirín - 6 4 TOTAL 32,4 Tabla 3.6-Generacion para el escenario B Fuente: Elecaustro 3.4.1.3

0 0 0 0 0 1,28 3,36 3,36 0,4 0,4 0,62 0,62 1,28 1,28 12,6

Escenario C

Flujo de carga con carga mínima Saymirín por cierre del bocacaz y máxima potencia de consumo de los alimentadores de la EERCS y máxima carga los generadores.

Antecedentes.

102

Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara

La central hidroeléctrica Saymirín normalmente trabajaba con sedimentación cero, pero a partir del año 2002 debido a una falla geológica en el sector conocido como

SOROCHE, cuando hay creciente por lluvias en el sector de la represa

Chanlud, se tiene un exceso de sedimentación en el agua lo que hace que se desgaste de manera acelerada las turbinas ya sea pelton o Francis de la central Saymirín, por lo que se opto por construir un by-pass el cual evacua el agua con sedimentos por un tubo de aproximadamente 1 KM.

Existe dentro de la temporada lluviosa que el by-pass no abastece y se mezcla el agua con sedimentación, casi lodo con el agua turbinada de la central de Saucay por lo 103

que no se despacha agua para la central hidroeléctrica de Saymirín y su capacidad de generación es MUY LIMITADA

En el grafico 3.1 podemos observar el complejo hidroeléctrico Machangara donde observa la ubicación del by pass para desvió de agua con exceso de sedimentos

En la tabla 3.7 se aprecia la potencia de generación en el escenario C

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA LLUVIOSA Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 4 1,28 saucay-2 4 1,28 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín - 1 1,25 0,4 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 0 0 Saymirín - 5 0 0 Saymirín - 6 0 0 TOTAL 39,8 14,41 Tabla 3.7-Generacion para el escenario C Fuente: Elecaustro

3.4.1.4

Escenario D

Flujo de carga con carga evacuando por la S-E 7 la central hidroeléctrica de Saucay a carga máxima de generadores y carga, hora pico.

104

Fig. 3.13 Grafico de la configuración de líneas de evacuación de la central de Saucay

Este escenario se planteo debido a que la empresa Elecaustro cuando tiene la necesidad de hacer mantenimiento en la

subestación que normalmente está

trabajando para la evacuación de la energía, se debe pedir una consignación a la EERCS para poder evacuar por la línea emergente que es la que va hacia la S/E 7. La potencia de generación y consumo de las subestaciones que se ingresa al programa es la misma que se encuentra en el escenario A, tablas 3.1 y 3.5.

3.4.2

Flujo de carga en temporada de estiaje

3.4.2.1

Escenario E

Flujo de carga con potencia máxima en los generadores y potencia máxima en los alimentadores

En temporada de estiaje la máxima potencia en los generadores es diferente debido a que solo se aporta para la generación de las centrales hidráulicas con los despachos

105

de las represas de Chanlud y Labrado, teniendo muy poco caudal de aporte de las afluentes laterales por lo que se tiene la siguiente tabla de generación.

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA DE ESTIAJE Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 0 0 saucay-2 0 0 saucay-3 8 3,84 saucay-4 8 3,84 Saymirín – 1 0 0 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 1,95 0,62 Saymirín - 4 1,95 0,62 Saymirín - 5 4 1,28 Saymirín - 6 4 1,28 TOTAL 76,05 11,06 Tabla 3.8-Generacion para el escenario E Fuente: Elecaustro 3.4.2.2

Escenario F

Flujo de carga con potencia mínima para los generadores y potencia mínima para los alimentadores de la EERCS

Este escenario se presenta normalmente a las 02:00 am, donde el consumo de las subestaciones es mínimo y la potencia de generación se la tiene de acuerdo a la tabla 3.9

106

CARGA EN LAS CENTRALES HIDROLECTRICAS TEMPORADA ESTIAJE Desc-U1 4,2 1,05 Desc-U2 4,2 1,05 Desc-U3 4,2 1,05 Desc-U4 0 0 Saucay-1 0 0 saucay-2 3 1,44 saucay-3 0 0 saucay-4 7 3,36 Saymirín - 1 0 0 Saymirín - 2 0 0 Saymirín - 3 0 0 Saymirín - 4 0 0 Saymirín - 5 3 1,44 Saymirín - 6 3 1,44 TOTAL 28,6 10,83 Tabla 3.9-Generacion para el escenario F Fuente: Elecaustro

107

3.5

RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA

3.5.1

Escenario A

3.5.1.1 Voltajes •

Niveles de tensión mínimo VOLTAJES MINIMOS 2011 2012

AÑO

2013

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

L.Cordero-6.3kV Secc-1 Lentag-69kV Secc-2 Centenario-6.3kV Say-B2 Verdillo-22kV

6,05 21,32 66,97 21,36 6,12 2,34 21,55

0,961 0,969 0,971 0,971 0,972 0,977 0,980

6,03 21,26 66,86 21,30 6,13 2,34 21,50

0,958 0,966 0,969 0,968 0,972 0,975 0,977

6,01 21,20 66,71 21,24 6,10 2,33 21,45

0,954 0,964 0,967 0,965 0,969 0,973 0,975

5,99 21,13 66,58 21,18 6,11 2,33 21,40

0,951 0,961 0,965 0,963 0,970 0,970 0,973

Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A

P.U

VOLTAJE MINIMO 0,985 0,980 0,975 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935

L.Cordero-6.3kV Secc-1 Lentag-69kV Secc-2 Centenario-6.3kV Say-B2 Verdillo-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A

108

Niveles máximos de tensión.

AÑO BARRA Say-B3 Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV Saymirin-22kV Cañar-22kV

VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013 KV P.U KV P.U KV P.U 2,46 1,026 2,46 1,026 2,46 1,026 6,46 1,025 6,45 1,024 6,45 1,023 22,51 1,023 22,49 1,022 22,47 1,021 70,24 1,018 70,21 1,018 70,17 1,017 22,32 1,015 22,30 1,014 22,28 1,013 22,32 1,015 22,27 1,012 22,22 1,010 22,31 1,014 22,28 1,013 22,25 1,011

2014 KV P.U 2,46 1,025 6,44 1,022 22,45 1,021 70,14 1,016 22,26 1,012 22,17 1,008 22,22 1,010

Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A

VOLTAJES MAXIMOS 1,030 1,025

P.U

•

Say-B3

1,020

Descanso-6.3kV

1,015

Az-22kV

1,010

Saucay-69kV

1,005

Ricaurte-22kV

1,000

Saymirin-22kV Cañar-22kV

0,995 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A

3.5.1.2

Perdidas en las líneas

109

PERDIDAS LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA

LINEA DE TRANSMISION P.Industrial(04)-Saucay(20) Verdillo(06)-Saymirín(10) Monay(03)-P.Centenario(02)1 El_Arenal(05)-Lentag(14) Verdillo(06)-El Arenal(05) Azogues(09)-Cañar(18) Verdillo(06)-Secc Cuenca-Monay(03) Cuenca-Monay(03)-1 El Arenal(05)-Turi(08) Monay(03)-Turi(08) SE_07-SE_19 Descanso-Azogues Cuenca - Verdillo(06) - 1T Cuenca - Verdillo(06) - 2T Cuenca-Ricaurte(07) SE01-Secc(2) P.Industrial(04)-Ricaurte(07) SE_19-SE_11 Verdillo(06)-P.Industrial(04) P.Industrial(04)-Erco(27) Verdillo(06)-P.Industrial(04) Ricaurte(07)-El_Descanso(12) TOTAL

2011

2012

2013

2014

0,2553 0,1805 0,1342 0,1102 0,0854 0,0584 0,0493 0,0485 0,0471 0,0361 0,0361 0,0193 0,0170 0,0150 0,0148 0,0144 0,0092 0,0041 0,0027 0,0013 0,0009 0,0006 0,0004 1,1410

0,2555 0,1812 0,1460 0,1206 0,0903 0,0637 0,0540 0,0525 0,0510 0,0193 0,0677 0,0193 0,0185 0,0176 0,0173 0,0190 0,0101 0,0046 0,0027 0,0023 0,0009 0,0003 0,0004 1,2148

0,2557 0,1820 0,1601 0,1320 0,1027 0,0695 0,0593 0,0592 0,0575 0,0238 0,0791 0,0193 0,0201 0,0216 0,0213 0,0255 0,0110 0,0056 0,0027 0,0037 0,0009 0,0001 0,0005 1,3134

0,2560 0,1828 0,1723 0,1447 0,1103 0,0759 0,0650 0,0646 0,0628 0,0268 0,0878 0,0193 0,0219 0,0252 0,0249 0,0325 0,0121 0,0064 0,0027 0,0055 0,0009 0,0000 0,0009 1,4015

Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A

PERDIDAS TOTALES 1,5

MW

1 0,5 0 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A

110

3.5.1.3

Carga en las líneas de transmisión

CARGA EN LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,231 65,117 68,212 71,424 Monay(03)-P.Centenario(02) 61,260 63,894 66,890 69,401 Verdillo(06)-Secc 50,286 52,618 55,119 57,714 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,630 35,701 35,782 35,863 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,072 31,085 31,102 31,118 Cuenca-Monay(03) 29,357 30,527 32,425 33,865 Cuenca-Monay(03)-1 28,526 29,663 31,508 32,907 Verdillo(06)-El Arenal(05) 25,812 26,554 28,323 29,345 El Arenal(05)-Turi(08) 20,956 15,354 17,061 18,108 Monay(03)-Turi(08) 20,945 28,610 30,918 32,584 Cuenca-Gualaceo(15) 17,198 16,085 15,336 14,547 Cuenca-Ricaurte(07) 13,841 15,533 17,846 20,034 Azogues(09)-Cañar(18) 12,551 13,121 13,714 14,349 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,280 12,841 13,435 14,066 Descanso-Azogues 11,874 12,409 12,972 13,566 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 10,949 11,782 13,049 14,090 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 10,818 11,641 12,892 13,921 SE_07-SE_19 10,265 10,591 10,596 10,600 SE_19-SE_11 10,211 10,540 10,545 10,550 Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A

3.5.2

Escenario B

3.5.2.1 •

Voltajes

Nivel de tensión máximo VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Saymirin-22kV Say-B3 Cañar-22kV Turi-22kV Az-22kV Ricaurte-22kV Saucay-69kV

22,72 2,47 22,57 22,51 22,50 22,38 70,10

1,033 1,027 1,026 1,023 1,023 1,017 1,016

22,70 2,47 22,56 22,41 22,50 22,37 70,08

1,032 1,027 1,026 1,019 1,023 1,017 1,016

22,68 2,46 22,56 22,40 22,49 22,36 70,06

1,031 1,027 1,025 1,018 1,022 1,016 1,015

22,66 2,46 22,55 22,25 22,48 22,34 70,04

1,030 1,027 1,025 1,012 1,022 1,015 1,015

Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B

111

P.U

VOLTAJES MAXIMOS 1,040 1,035 1,030 1,025 1,020 1,015 1,010 1,005 1,000 0,995

Saymirin-22kV Say-B3 Cañar-22kV Turi-22kV Az-22kV Ricaurte-22kV Saucay-69kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B

Nivel de tensión mínimo VOLTAJES MINIMOS 2011 2012 2013

AÑO

BARRA

KV

P.U

Sau-B1 Lentag-69kV P.Industrial-22 L.Cordero-6.3kV Say-B2 Descanso-6.3kV L.Cordero-22kV

4,08 68,19 21,81 6,26 2,39 6,26 21,89

0,980 4,08 0,980 4,07 0,988 68,15 0,988 68,09 0,991 21,79 0,990 21,77 0,994 6,25 0,993 6,25 0,994 2,38 0,993 2,38 0,994 6,26 0,994 6,26 0,995 21,87 0,994 21,85

KV

P.U

KV

P.U

2014

KV

P.U

0,979 4,07 0,979 0,987 68,02 0,986 0,990 21,75 0,989 0,991 6,24 0,990 0,992 2,38 0,991 0,993 6,25 0,993 0,993 21,82 0,992

Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B

VOLTAJES MINIMOS 1,000

P.U

•

0,995

Sau-B1

0,990

Lentag-69kV P.Industrial-22

0,985

L.Cordero-6.3kV 0,980

Say-B2

0,975

Descanso-6.3kV

0,970

L.Cordero-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B 112

3.5.2.2 Perdidas en las líneas PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION SIN OCAÑA

LINEA DE TRANSMISION Verdillo(06)-Saymirín(10) P.Industrial(04)-Saucay(20) El_Arenal(05)-Lentag(14) Verdillo(06)-P.Industrial(04)22kVm Monay(03)-P.Centenario(02)1 Verdillo(06)-El Arenal(05) SE_07-SE_19 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) Azogues(09)-Cañar(18) Cuenca-Monay(03) Cuenca-Monay(03)-1 Monay(03)-Turi(08) El Arenal(05)-Turi(08) Cuenca-Ricaurte(07) Verdillo(06)-Secc Descanso-Azogues Cuenca - Verdillo(06) - 1T Cuenca - Verdillo(06) - 2T SE_19-SE_11 SE01-Secc(2) P.Industrial(04)-Erco(27) TOTAL

2011

2012

2013

2014

0,1743 0,1475 0,0263 0,0211 0,0208 0,0204 0,0193 0,0162 0,0110 0,0101 0,0098 0,0088 0,0087 0,0068 0,0056 0,0037 0,0034 0,0033 0,0027 0,0011 0,0009 0,5222

0,1746 0,1479 0,0285 0,0200 0,0226 0,0219 0,0193 0,0176 0,0119 0,0110 0,0107 0,0162 0,0052 0,0087 0,0061 0,0040 0,0041 0,0040 0,0027 0,0011 0,0009 0,5394

0,1749 0,1476 0,0312 0,0188 0,0247 0,0233 0,0193 0,0191 0,0130 0,0122 0,0118 0,0181 0,0059 0,0109 0,0067 0,0043 0,0049 0,0048 0,0027 0,0012 0,0009 0,5566

0,1753 0,1477 0,0340 0,0177 0,0269 0,0251 0,0193 0,0207 0,0142 0,0135 0,0131 0,0204 0,0066 0,0134 0,0073 0,0046 0,0058 0,0058 0,0027 0,0014 0,0009 0,5768

Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B

PERDIDAS TOTALES 0,6 0,58 MW

0,56 0,54 0,52 0,5 0,48 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B

113

3.5.2.3 Carga de líneas LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Verdillo(06)-Saymirín(10) 34,98831 35,01681 35,04373 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,1053 25,1608 26,25635 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,61919 23,65627 23,62948 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,3694 20,81175 20,6542 SE01-Secc(2) 21,02822 21,93381 22,21851 Verdillo(06)-Secc 16,99182 17,72366 17,95373 Cuenca-Monay(03) 13,1892 13,80272 14,50002 Verdillo(06)-El Arenal(05) 12,98695 13,42618 13,86373 Cuenca-Monay(03)-1 12,81624 13,41239 14,08996 SE_07-SE_19 10,24382 10,24555 10,24768 SE_19-SE_11 10,19009 10,19184 10,19399 Monay(03)-Turi(08) 9,934227 13,6323 14,4078 El Arenal(05)-Turi(08) 9,919566 7,578104 8,081657 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,992683 6,23873 6,523144 Cuenca-Ricaurte(07) 5,918102 6,970071 8,024681 Azogues(09)-Cañar(18) 5,44454 5,668456 5,910357 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 5,28864 5,832213 6,290592 Descanso-Azogues 5,226907 5,452918 5,679786 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,139817 5,140934 5,142253 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 4,492289 5,008295 5,523385 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 4,438442 4,9482 5,457044 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,098154 3,479406 2,880961 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 1,30063 1,517411 1,779146 Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B

3.5.3

2014 35,21391 27,43603 23,63816 19,49665 25,24144 20,39023 12,90504 12,39136 12,54013 10,25065 10,19699 10,63119 10,61646 6,804682 8,636179 6,170343 6,764733 5,934321 5,144307 5,457202 5,391697 1,596853 1,616388

Escenario C

3.5.3.1 •

Voltajes Voltaje Mínimo

AÑO

VOLTAJES MINIMOS 2011 2012

2013

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Say-B2 L.Cordero-6.3kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV Verdillo-22kV Centenario-6.3kV

2,28 6,00 21,15 21,19 66,93 21,38 6,12

0,949 0,953 0,961 0,963 0,970 0,972 0,972

2,27 5,98 21,09 21,13 66,83 21,33 6,13

0,947 0,950 0,959 0,960 0,969 0,970 0,972

2,27 5,96 21,02 21,06 66,68 21,28 6,10

0,945 0,946 0,956 0,957 0,966 0,967 0,969

2,26 5,94 20,96 21,00 66,55 21,22 6,11

0,943 0,943 0,953 0,955 0,964 0,965 0,969

Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C

114

P.U

VOLTAJES MINIMOS 0,975 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935 0,930 0,925

Say-B2 L.Cordero-6.3kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV Verdillo-22kV Centenario-6.3kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C

Voltaje Máximo VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV Cañar-22kV Descanso-22kV Sau-B2

6,45 22,47 70,15 22,28 22,27 22,09 4,17

1,023 1,021 1,017 1,013 1,012 1,004 1,003

6,44 22,45 70,12 22,27 22,25 22,08 4,17

1,022 1,021 1,016 1,012 1,011 1,004 1,002

6,44 22,43 70,08 22,24 22,21 22,06 4,17

1,021 1,020 1,016 1,011 1,010 1,003 1,002

6,43 22,41 70,04 22,22 22,18 22,04 4,17

1,021 1,019 1,015 1,010 1,008 1,002 1,001

Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C

VOLTAJES MAXIMOS 1,025

P.U

•

1,020

Descanso-6.3kV

1,015

Az-22kV

1,010

Saucay-69kV

1,005

Ricaurte-22kV

1,000

Cañar-22kV

0,995

Descanso-22kV

0,990

Sau-B2 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C 115

3.5.3.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2559 0,2561 0,2564 0,2566 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1321 0,1449 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0788 0,0835 0,0955 0,1028 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0586 0,0639 0,0697 0,0762 Cuenca-Monay(03) 0,0504 0,0545 0,0613 0,0668 Verdillo(06)-Secc 0,0502 0,0549 0,0603 0,0661 Cuenca-Monay(03)-1 0,0490 0,0529 0,0596 0,0649 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0477 0,0479 0,0482 0,0484 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0404 0,0481 0,0583 0,0689 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0401 0,0222 0,0271 0,0303 Monay(03)-Turi(08) 0,0401 0,0732 0,0850 0,0941 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0232 0,0272 0,0318 0,0370 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0215 0,0245 0,0292 0,0334 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0212 0,0242 0,0289 0,0330 Descanso-Azogues 0,0171 0,0186 0,0202 0,0220 SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 0,0123 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0024 0,0029 0,0036 0,0043 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0004 0,0004 0,0005 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0003 0,0007 0,0010 0,0016 TOTAL 1,0520 1,1334 1,2410 1,3377

Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C

MW

PERDIDAS TOTALES 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C

116

3.5.3.3

Carga en líneas de transmisión.

CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,74 65,66 68,79 72,04 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,26 63,90 66,90 69,41 Verdillo(06)-Secc 50,70 53,06 55,59 58,21 P.Industrial(04)-Saucay(20) 30,02 31,12 31,14 31,16 Cuenca-Monay(03) 29,99 31,11 33,01 34,45 Cuenca-Monay(03)-1 29,14 30,23 32,08 33,48 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,67 25,50 27,27 28,29 Cuenca-Ricaurte(07) 22,51 23,95 26,29 28,50 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 22,43 24,29 26,28 28,35 El Arenal(05)-Turi(08) 22,21 16,50 18,21 19,26 Monay(03)-Turi(08) 22,19 29,76 32,07 33,74 Verdillo(06)-Saymirín(10) 18,33 18,37 18,41 18,46 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,26 13,89 15,17 16,21 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,10 13,73 14,99 16,02 Azogues(09)-Cañar(18) 12,57 13,14 13,74 14,38 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 Descanso-Azogues 11,90 12,43 13,00 13,59 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 5,73 5,73 6,49 7,08 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,07 4,55 5,53 6,77 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,64 3,44 4,30 5,19 Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C

3.5.4

Escenario D

3.5.4.1

Voltajes

•

Voltajes máximos

AÑO

VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Say-B3 Descanso-6.3kV Saucay-69kV Az-22kV Say-69kV Corpanche-69kV Ricaurte-22kV

2,50 6,47 70,72 22,54 70,28 70,24 22,35

1,041 1,026 1,025 1,024 1,019 1,018 1,016

2,50 6,46 70,70 22,52 70,25 70,21 22,34

1,041 1,025 1,025 1,024 1,018 1,018 1,015

2,50 6,45 70,66 22,50 70,22 70,18 22,31

1,040 1,025 1,024 1,023 1,018 1,017 1,014

2,50 6,45 70,63 22,48 70,19 70,15 22,29

1,040 1,024 1,024 1,022 1,017 1,017 1,013

Tabla 3.22-Voltajes máximos en el escenario D

117

Título del eje

VOLTAJES MAXIMOS 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1 0,99 0,98

Say-B3 Saucay-69kV Descanso-6.3kV Say-69kV Corpanche-69kV Ricaurte-22kV 2011

2012

2013

2014

Saymirin-22kV

Figura. 3.22 Curva de voltajes mínimos escenario D •

Voltajes mínimos

VOLTAJES MINIMOS AÑO 2011 2012 2013 BARRA KV P.U KV P.U KV P.U L.Cordero-22kV 6,04 0,96 6,02 0,96 6 0,95 Secc-2 2,77 0,96 2,77 0,96 2,76 0,96 Saymirin-22kV 21,27 0,97 21,21 0,96 21,14 0,96 Secc-1 21,3 0,97 21,25 0,97 21,18 0,96 Lentag-22kV 66,91 0,97 66,81 0,97 66,66 0,97 Centenario-22kV 6,12 0,97 6,13 0,97 6,1 0,97 Say-B1 2,34 0,97 2,33 0,97 2,33 0,97 Cañar-69kV 21,46 0,98 21,48 0,98 21,42 0,97 Tabla 3.23-Voltajes mínimos en el escenario

2014 KV P.U 5,98 0,95 2,77 0,96 21,08 0,96 21,12 0,96 66,52 0,96 6,11 0,97 2,32 0,97 21,41 0,97

Voltajes minimos 0,99 L.Cordero-6.3kV

0,98

L.Cordero-22kV

P.U

0,97

Secc-1

0,96

Secc-2

0,95

Lentag-69kV

0,94

Centenario-6.3kV

0,93 2011

2012

2013

2014

Say-B2

Figura. 3.23 Curva de voltajes mínimos escenario D

118

3.5.4.2

Perdidas en las líneas

LINEA DE TRANSMISION SE_07-SE_19 Verdillo(06)-Saymirín(10) Monay(03)-P.Centenario(02)1 El_Arenal(05)-Lentag(14) SE_19-SE_20 Verdillo(06)-El Arenal(05) Azogues(09)-Cañar(18) P.Industrial(04)-Ricaurte(07) Cuenca-Monay(03) Cuenca-Monay(03)-1 Verdillo(06)-Secc El Arenal(05)-Turi(08) Monay(03)-Turi(08) Descanso-Azogues Cuenca - Verdillo(06) - 1T Cuenca - Verdillo(06) - 2T SE01-Secc(2) Cuenca-Ricaurte(07) SE_19-SE_11 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k Ricaurte(07)-El_Descanso(12) Verdillo(06)-P.Industrial(04) P.Industrial(04)-Erco(27) TOTAL Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario

2011 0,3082 0,1813 0,1343 0,1104 0,0876 0,0762 0,0596 0,0542 0,0512 0,0498 0,0496 0,0417 0,0417 0,0302 0,0243 0,0240 0,0092 0,0056 0,0027 0,0014 0,0013 0,0011 0,0009 1,3464

PERDIDAS MW 2012 2013 0,3084 0,3087 0,1820 0,1828 0,1461 0,1601 0,1208 0,1322 0,0876 0,0877 0,0808 0,0925 0,0652 0,0712 0,0561 0,0592 0,0553 0,0623 0,0538 0,0605 0,0543 0,0596 0,0235 0,0285 0,0754 0,0875 0,0330 0,0361 0,0276 0,0327 0,0272 0,0323 0,0101 0,0111 0,0086 0,0133 0,0027 0,0027 0,0024 0,0038 0,0022 0,0034 0,0017 0,0024 0,0009 0,0009 1,4256 1,5314

2014 0,3090 0,1837 0,1723 0,1450 0,0878 0,0996 0,0780 0,0616 0,0678 0,0659 0,0653 0,0318 0,0968 0,0395 0,0372 0,0368 0,0122 0,0187 0,0027 0,0056 0,0050 0,0033 0,0009 1,6265

PERDIDAS MW 2,0000

MW

1,5000 1,0000 0,5000 0,0000 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.24 Curva de pérdidas totales escenario D

119

3.5.4.3

Carga en las líneas de transmisión

CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,3601 65,2543 68,3566 71,5774 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,2666 63,9014 66,8979 69,4084 Verdillo(06)-Secc 50,3900 52,7288 55,2357 57,8384 SE_07-SE_19 40,9187 40,9332 40,9519 40,9696 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,6952 35,7678 35,8489 35,9309 SE_19-SE_20 30,8146 30,8255 30,8395 30,8528 Cuenca-Monay(03) 30,0512 31,2333 33,1338 34,5742 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 29,2314 29,7329 30,5414 31,1590 Cuenca-Monay(03)-1 29,2013 30,3498 32,1966 33,5962 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,5668 25,2872 27,0566 28,0781 El Arenal(05)-Turi(08) 22,3111 16,7228 18,4352 19,4852 Monay(03)-Turi(08) 22,2986 29,9920 32,3035 33,9733 Cuenca-Gualaceo(15) 17,1984 16,0846 15,3355 14,5470 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,4367 14,3150 15,5890 16,6360 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,2756 14,1433 15,4021 16,4365 Azogues(09)-Cañar(18) 12,5318 13,1007 13,6933 14,3274 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,2879 12,8503 13,4438 14,0760 Descanso-Azogues 11,8565 12,3905 12,9526 13,5452 SE_19-SE_11 10,0657 10,0693 10,0740 10,0785 Cuenca-Ricaurte(07) 7,4517 9,2689 11,5011 13,6420 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k 5,4319 7,1696 9,0463 11,0218 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,1639 5,1662 5,1694 5,1723 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,4986 5,6838 6,6729 7,9200 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,6255 3,4274 4,2846 5,1739 Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D

•

3.5.5

Escenario E

3.5.5.1

Voltajes

Voltajes máximos VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Say-B3 Descanso-6.3kV Az-22kV Ricaurte-22kV Cañar-22kV Saucay-69kV Descanso-22kV

2,46 6,45 22,48 22,30 22,29 69,75 22,11

1,025 1,024 1,022 1,014 1,013 1,011 1,005

2,46 6,45 22,47 22,28 22,26 69,72 22,09

1,025 1,023 1,021 1,013 1,012 1,011 1,004

2,46 6,44 22,45 22,26 22,23 69,68 22,07

1,025 1,022 1,020 1,012 1,010 1,010 1,003

2,46 6,43 22,43 22,24 22,19 69,65 22,05

1,024 1,021 1,019 1,011 1,009 1,009 1,002

Tabla 3.26-Voltajes máximos en el escenario 120

VOLTAJES MAXIMOS 1,030 1,025

Say-B3

1,020

Descanso-6.3kV

P.U

1,015

Az-22kV

1,010

Ricaurte-22kV

1,005 1,000

Cañar-22kV

0,995

Saucay-69kV

0,990

Descanso-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E

Voltajes mínimos VOLTAJES MINIMOS AÑO

2011

2012

KV

2013

P.U

KV

P.U

2014

BARRA

KV

P.U

Say-B2 L.Cordero-6.3kV Secc-1 Sau-B1 Secc-2 Lentag-69kV Centenario-6.3kV

2,27 6,01 21,17 4,00 21,20 66,93 6,12

0,947 2,27 0,945 2,26 0,943 2,26 0,940 0,954 5,99 0,951 5,97 0,947 5,95 0,944 0,962 21,11 0,959 21,04 0,956 20,98 0,953 0,963 4,00 0,962 4,00 0,962 4,00 0,961 0,964 21,15 0,961 21,08 0,958 21,02 0,955 0,970 66,82 0,968 66,67 0,966 66,54 0,964 0,972 6,13 0,972 6,10 0,969 6,11 0,969

KV

P.U

Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E

VOLTAJES MINIMOS 0,980 Say-B2

0,970

L.Cordero-6.3kV

0,960 P.U

•

Secc-1

0,950

Sau-B1 0,940 Secc-2 0,930

Lentag-69kV

0,920

Centenario-6.3kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E 121

3.5.5.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,134 0,146 0,160 0,172 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,119 0,119 0,119 0,119 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,110 0,121 0,132 0,145 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,077 0,082 0,093 0,101 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,070 0,070 0,070 0,071 Azogues(09)-Cañar(18) 0,059 0,064 0,070 0,076 Cuenca-Monay(03) 0,051 0,055 0,062 0,068 Verdillo(06)-Secc 0,050 0,055 0,060 0,066 Cuenca-Monay(03)-1 0,050 0,054 0,060 0,066 El Arenal(05)-Turi(08) 0,041 0,023 0,028 0,031 Monay(03)-Turi(08) 0,041 0,075 0,087 0,096 Cuenca-Ricaurte(07) 0,030 0,037 0,046 0,055 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,024 0,027 0,032 0,036 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,023 0,026 0,031 0,036 SE_07-SE_19 0,019 0,019 0,019 0,019 Descanso-Azogues 0,017 0,019 0,020 0,022 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,016 0,019 0,023 0,028 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,011 0,012 0,013 0,015 SE01-Secc(2) 0,009 0,010 0,011 0,012 SE_19-SE_11 0,003 0,003 0,003 0,003 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,001 0,001 0,001 0,001 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,001 0,001 0,002 0,003 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,000 0,000 0,001 0,001 TOTAL 0,956 1,037 1,144 1,240 Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E

PERDIDAS TOTALES MW

1,5 1 0,5 0 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E

3.5.5.3

Carga en las líneas de transmisión 122

CARGA DE LAS LINEAS DE TRANSMISION LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,69 65,61 68,73 71,98 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,27 63,90 66,90 69,41 Verdillo(06)-Secc 50,66 53,01 55,54 58,16 Cuenca-Monay(03) 30,09 31,27 33,17 34,62 Cuenca-Monay(03)-1 29,24 30,39 32,24 33,64 Verdillo(06)-El Arenal(05) 24,49 25,21 26,98 28,00 El Arenal(05)-Turi(08) 22,40 16,82 18,53 19,58 Monay(03)-Turi(08) 22,39 30,08 32,39 34,06 Verdillo(06)-Saymirín(10) 22,11 22,16 22,21 22,27 P.Industrial(04)-Saucay(20) 21,22 21,23 21,24 21,26 Cuenca-Ricaurte(07) 19,29 21,22 23,55 25,75 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 18,67 20,53 22,51 24,57 Cuenca-Gualaceo(15) 17,20 16,08 15,34 14,55 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 13,61 14,49 15,76 16,81 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 13,45 14,32 15,57 16,61 Azogues(09)-Cañar(18) 12,56 13,14 13,73 14,37 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 12,11 12,61 13,40 14,01 Descanso-Azogues 11,89 12,42 12,99 13,58 SE_07-SE_19 10,27 10,28 10,28 10,29 SE_19-SE_11 10,22 10,22 10,23 10,23 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 4,99 6,14 7,11 8,35 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 2,63 3,44 4,30 5,19 Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E

3.5.6

Escenario F

3.5.6.1

Voltajes

•

Voltajes máximos VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Cañar-22kV Descanso-6.3kV Say-B3 Az-22kV Turi-22kV Ricaurte-22kV Arenal-22kV

22,70 6,50 2,47 22,64 22,50 22,39 22,33

1,032 1,031 1,031 1,029 1,023 1,018 1,015

22,70 6,49 2,47 22,63 22,40 22,38 22,34

1,032 1,031 1,030 1,029 1,018 1,017 1,015

22,69 6,49 2,47 22,62 22,40 22,36 22,33

1,031 1,030 1,030 1,028 1,018 1,016 1,015

22,68 6,49 2,47 22,61 22,38 22,34 22,31

1,031 1,030 1,030 1,028 1,017 1,016 1,014

Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F 123

VOLTAJES MAXIMOS 1,035 Cañar-22kV

1,030

Descanso-6.3kV

P.U

1,025

Say-B3

1,020

Az-22kV

1,015

Turi-22kV

1,010

Ricaurte-22kV

1,005 2011

2012

2013

Arenal-22kV

2014

Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F •

Voltajes mínimos VOLTAJES MINIMOS

AÑO

2011

2012

2013

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Say-B1 Sau-B2 L.Cordero-6.3kV Secc-1 Secc-2 Saymirin-22kV Verdillo-22kV

2,25 3,99 6,17 21,57 21,58 21,63 21,64

0,936 0,960 0,979 0,980 0,981 0,983 0,983

2,25 3,99 6,16 21,55 21,56 21,61 21,62

0,936 0,960 0,978 0,979 0,980 0,982 0,983

2,24 3,99 6,15 21,53 21,54 21,59 21,60

0,935 0,960 0,977 0,978 0,979 0,982 0,982

2,23 3,99 6,08 21,37 21,38 21,47 21,48

0,929 0,959 0,965 0,971 0,972 0,976 0,976

Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F

VOLTAJES MINIMOS 0,990

P.U

0,980 0,970

Say-B1

0,960

Sau-B2

0,950

L.Cordero-6.3kV

0,940

Secc-1

0,930

Secc-2

0,920

Saymirin-22kV

0,910

Verdillo-22kV

0,900 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F 124

3.5.6.2

Perdidas en las líneas PERDIDAS LINEA DE TRNASMISION SIN OCAÑA

LINEA DE TRANSMISION P.Industrial(04)-Saucay(20) Verdillo(06)-Saymirín(10) Monay(03)-P.Centenario(02)1 El_Arenal(05)-Lentag(14) Verdillo(06)-El Arenal(05) Azogues(09)-Cañar(18) Verdillo(06)-Secc Cuenca-Monay(03) Cuenca-Monay(03)-1 El Arenal(05)-Turi(08) Monay(03)-Turi(08) SE_07-SE_19 Descanso-Azogues Cuenca - Verdillo(06) - 1T Cuenca - Verdillo(06) - 2T Cuenca-Ricaurte(07) SE01-Secc(2) P.Industrial(04)-Ricaurte(07) SE_19-SE_11 Verdillo(06)-P.Industrial(04) P.Industrial(04)-Erco(27) Verdillo(06)-P.Industrial(04) Ricaurte(07)-El_Descanso(12) TOTAL

2011

2012

2013

2014

0,2553 0,1805 0,1342 0,1102 0,0854 0,0584 0,0493 0,0485 0,0471 0,0361 0,0361 0,0193 0,0170 0,0150 0,0148 0,0144 0,0092 0,0041 0,0027 0,0013 0,0009 0,0006 0,0004 1,1410

0,2555 0,1812 0,1460 0,1206 0,0903 0,0637 0,0540 0,0525 0,0510 0,0193 0,0677 0,0193 0,0185 0,0176 0,0173 0,0190 0,0101 0,0046 0,0027 0,0023 0,0009 0,0003 0,0004 1,2148

0,2557 0,1820 0,1601 0,1320 0,1027 0,0695 0,0593 0,0592 0,0575 0,0238 0,0791 0,0193 0,0201 0,0216 0,0213 0,0255 0,0110 0,0056 0,0027 0,0037 0,0009 0,0001 0,0005 1,3134

0,2560 0,1828 0,1723 0,1447 0,1103 0,0759 0,0650 0,0646 0,0628 0,0268 0,0878 0,0193 0,0219 0,0252 0,0249 0,0325 0,0121 0,0064 0,0027 0,0055 0,0009 0,0000 0,0009 1,4015

Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F

MW

PERDIDAS TOTALES 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F

125

3.5.6.3

Carga en las líneas de transmisión

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,1074 25,1630 26,2586 SE01-Secc(2) 21,3526 22,2744 22,5650 Verdillo(06)-Secc 17,2539 17,9989 18,2338 Cuenca-Monay(03) 13,9163 14,5302 15,2263 Verdillo(06)-P.Industrial(04)22k 13,9110 14,5102 14,6991 Cuenca-Monay(03)-1 13,5228 14,1193 14,7957 P.Industrial(04)-Saucay(20) 13,4425 13,4455 13,4487 Verdillo(06)-El Arenal(05) 11,6625 12,1011 12,5415 Monay(03)-Turi(08) 11,3526 15,0551 15,8287 El Arenal(05)-Turi(08) 11,3379 8,9840 9,4880 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 10,8301 11,1381 11,4221 SE_07-SE_19 8,1401 8,1416 8,1433 SE_19-SE_11 8,0535 8,0550 8,0567 Cuenca-Ricaurte(07) 7,9505 9,0179 10,1159 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 7,0581 7,5838 8,1079 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 6,9734 7,4928 8,0106 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,9960 6,2423 6,5269 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 5,9582 5,5695 5,1695 Azogues(09)-Cañar(18) 5,4295 5,6530 5,8940 Descanso-Azogues 5,2120 5,4377 5,6637 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,1484 5,1497 5,1510 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 3,8628 4,4787 5,1259 Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F

2014 27,4452 25,6494 20,7200 15,9775 16,6528 15,5256 13,4555 12,9547 16,6647 10,0367 11,8763 8,1463 8,0597 11,3143 8,7076 8,6032 6,8128 4,7707 6,1536 5,9179 5,1538 5,9090

126

3.6

CONCLUSIONES

3.6.1

Voltajes máximos en los nodos.

Los valores de tensión máximo que están dentro del rango + 5% permitidos dentro del anillo no se tiene en ningún caso, por lo que no se debe aplicar correctivo alguno, normalmente las tensiones más altas dentro del anillo de la EERCS se presentan al tener una baja potencia de consumo.

ESCENARIO A B C D E F

VOLTAJES MAXIMOS BARRA KV P.U Say-B3 Saymirin-22kV Descanso-6.3kV Say-B3 Say-B3 Cañar-22kV

2,46 22,72 6,45 2,50 2,46 22,70

1,0265 1,0327 1,0232 1,0412 1,0255 1,0318

Angulo 34,13 1,36 35,28 35,24 34,03 -2,04

Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios

El valor más alto de tensión se presenta en el escenario D, que es atípico en la normal operación del sistema eléctrico de potencia solamente ocurre en caso de daño o mantenimiento de la línea que sale de la central de Saucay hacia la S/E 4.

3.6.2

Voltajes mínimos en los nodos Los valores de tensión mínimo según los datos proyectados hasta el 2014 se puede observar en la siguiente tabla.

ESCENARIO A B C D E F

VOLTAJES MINIMOS BARRA KV L.Cordero-6.3kV Sau-B1 Say-B2 L.Cordero-6.3kV Say-B2 Say-B1

6,05 4,08 2,28 6,04 2,27 2,25

P.U 0,9609 0,9799 0,9492 0,9589 0,9470 0,9364

Angulo 22,97 33,08 -152,15 22,78 -152,99 -153,34

Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios

127

•

Los valores que bajan por del valor permisivo que es el -5%, se presentan en el escenario E que es el más bajo, este escenario la central hidroeléctrica Saymirín tiene ese nivel de tensión debido a que sus generadores están fuera de operación por bajo nivel de agua, pero la línea se encuentra conectado y con ellos los transformadores de potencia de cada generador.

•

En el caso de escenario C, se puede observar que el valor de tensión está por debajo del 5% permitido, estos niveles viene trabajando la central de Saymirín desde hace algunos años y por ahora la empresa Elecaustro no da ningún correctivo debido a que la central Saymirín va salir de operación comercial máximo en un año más que dure la construcción del proyecto de Saymirín V, el cual tendrá una nueva línea de transmisión cambiando el valor de salida a 69KV para su transmisión.

•

En la subestación L.cordero se presentan niveles bajos en las barras debido a que la energía de proviene de las centrales de Saymirín en sus fase 1-2, que el nivel de evacuación de energía es a 22KV, y la recibe un transformador que disminuye a 6,3 KV, por lo que se sugiere cambiar el sistema de transmisión tanto en alta tensión hasta la subestación #01, como la distribución de 6,3 KV en el centro Histórico

3.6.3

Perdidas en las líneas

ESCENARIO

2011

A B C D E F

1,141 0,522 1,052 1,328 0,956 0,236

PERDIDAS MW 2012 2013 1,215 0,539 1,133 1,403 1,037 0,253

1,313 0,557 1,241 1,504 1,144 0,270

2014 1,401 0,577 1,338 1,594 1,240 0,294

Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios.

Los análisis para el escenario en cuanto a las pérdidas se da las siguientes conclusiones.

128

•

En el escenario A con el escenario D, se los evalúa con la misma carga y la

misma generación, pero la diferencia es que se cambia la línea de transmisión de evacuación de la central Saucay, la salida que normalmente se usa es desde Saucay hasta la S/E 4, pero planteamos la salida por la S/E 7 debido a que cuando la empresa Elecaustro pide evacuar la generación por esa línea se tiene hacer concesión de salida por esa línea a la EERCS, uno de los motivos que podemos distinguir es que sube las pérdidas al evacuar de la manera planteada. A un costo de $0,058559 que es el precio de venta del KW/H de Elecaustro en la tabla 3.37 se puede observar los costos por ese concepto.

En el siguiente cuadro podemos ver la diferencia que se da: PERDIDAS MW ESCENARIO 2011 2012 2013 2014 A 1,141 1,215 1,313 1,401 D 1,328 1,403 1,504 1,594 0,187 0,188 0,191 0,193 DIFRENCIA 262,813 264,218 268,434 271,245 costos diarios $ Tabla 3.37-Comparacion de perdidas en los escenarios A y D •

En el escenario F, se tiene menores perdidas en el anillo de 69 KV, se debe

principalmente al consumo bajo de carga en las subestación, pero adicionalmente este escenario es comparativo con el escenario B, el cual tiene la misma carga pero las pérdidas son mayores, esto debido a que en el escenario B, se tiene una considerable aporte de los generadores de Elecaustro, mientras en el escenario F el aporte es casi nulo, se toma un 80 % de energía del sistema nacional interconectado.

PERDIDAS MW 2012 2013

ESCENARIO

2011

2014

B

0,522

0,539

0,557

0,577

F

0,236

0,253

0,27

0,294

DIFRENCIA 0,286 0,286 0,286 0,283 401,949 401,949 401,949 397,733 costos diarios $ Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F

3.6.4

Inyección de potencia

129

La EERCS como generación de energía en la región que llega directamente son los generadores de Elecaustro y los generadores de Hidroabanico, la energía del sistema interconectado se toma para suplir la demanda que no se tiene en la región. En la tabla 3.39 podemos ver la inyección de energía del S.N.I en cada uno de los escenarios planteados.

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MW) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 CUE/69 38,40 43,00 48,55 A SCAY/69 19,96 21,53 23,77 CUE/69 1,90 4,17 6,45 B SCAY/69 9,52 10,47 11,47 CUE/69 45,74 50,35 55,91 C SCAY/69 23,65 25,23 27,46 CUE/69 34,23 38,83 44,39 D SCAY/69 24,31 25,88 28,12 CUE/69 43,87 48,47 54,04 E SCAY/69 24,75 26,32 28,56 CUE/69 21,68 23,98 26,21 F SCAY/69 13,04 14,01 14,96 Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I

2014 53,40 25,60 9,22 12,48 60,76 29,30 49,23 29,95 58,88 30,39 29,06 16,00

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MVAR) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014 CUE/69 12,88 13,44 14,79 15,71 A SCAY/69 3,35 3,78 4,59 5,26 CUE/69 5,57 5,71 6,11 7,27 B SCAY/69 -0,27 -0,08 0,18 0,70 CUE/69 14,46 15,04 16,42 17,37 C SCAY/69 4,44 4,89 5,72 6,41 CUE/69 11,90 12,46 13,81 14,73 D SCAY/69 5,10 5,53 6,35 7,02 14,45 15,82 16,77 CUE/69 13,86 E SCAY/69 4,60 5,05 5,88 6,57 CUE/69 -4,30 -4,09 -3,68 -2,76 F SCAY/69 0,68 0,88 1,15 1,80 Tabla 3.40 Potencia reactiva absorbida desde el S.N.I

130

En máxima demanda como lo son escenarios A , D y F, que se tiene la mayor cantidad de carga que ingresa AL anillo de 69 KV, que el máximo llega a los 58,56 MW, sumado el ingreso por las subestaciones de Sinincay y Cuenca.

En el escenario B que es donde se tiene una máxima generación por temporada lluviosa y una carga mínima de consumo de los alimentadores, se puede observar que no compensa totalmente el consumo de energía de las subestaciones de la EERCS.

3.6.5

Carga en las líneas de transmisión

Las líneas están diseñadas para soportar la carga suficiente del consumo proyectada hasta el año 2014 que se ha realizado en el presente proyecto, tal es que el máximo de porcentaje de carga es del 71,42 %, en relación a la capacidad de corriente que tiene cada línea, las cuales van a ser diferentes según el conductor que se tenga.

CARGAS EN LAS LINEAS MAXIMAS ESCENARIO 2011 2012 2013 A SE01-Secc(2) 62,23 65,12 68,21 B Verdillo(06)-Saymirín(10) 34,99 35,02 35,04 C SE01-Secc(2) 62,74 65,66 68,79 D SE01-Secc(2) 62,36 65,25 68,36 E SE01-Secc(2) 62,69 65,61 68,73 F Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios

3.6.6

2014 71,42 35,21 72,04 71,58 71,98 27,45

Sobrecarga en transformadores

Al correr simulación en los flujos de potencia no se tiene sobrecarga en los transformadores de las centrales de Elecaustro, esto aun que no se trabaja en función de una barra PV, regulando tensión en la barra, sino se la regula con un factor de potencia suministrado normalmente a 0,95, y en caso de pedir el CENACE, se puede inyectar reactivos hasta un factor de potencia máximo de 0,8

En donde si existe una sobrecarga en el transformador es en la subestación #3 de Monay, en las horas pico trabaja hasta un 117 % den su capacidad, pero está dentro de su rango debido a que tiene ventilación forzada y se puede sobrecargar, pero 131

debido a esta sobrecarga se propone la construcción de la subestación #8 la cual ayudar a aliviar la carga de la subestación de Monay.

Porcentaje de carga de los transformadores (%) TRAFO 2011 2012 2013 2014 T011 L.Cordero-6.3kV 70,43 73,69 77,20 80,83 T012 L.Cordero-6.3kV 71,39 74,70 78,25 81,93 T101 Say-B1 81,86 82,03 82,21 82,40 T102 Say-B1 81,37 81,54 81,72 81,91 T103 Say-B2 80,22 80,38 80,56 80,75 T104 Say-B2 80,22 80,38 80,56 80,75 T111 Say-B3 81,88 81,91 81,95 81,98 T121 Descanso-6.3kV 63,52 63,57 63,64 63,71 T201 Sau-B1 84,64 84,67 84,72 84,76 T202 Sau-B2 88,42 88,46 88,51 88,55 T203 Sau-B3 88,42 88,46 88,51 88,55 T021 Centenario-6.3kV 60,81 63,42 66,40 68,89 T022 Centenario-6.3kV 60,81 63,42 66,40 68,89 T034 Monay-22kV 111,76 95,58 99,92 103,41 T035 Monay-22kV 117,72 100,68 105,25 108,93 T041 P.Industrial-22 75,22 79,38 83,80 88,39 T042 P.Industrial-22 64,43 67,99 71,78 75,72 T051 Arenal-22kV 97,10 84,52 92,25 96,39 T052 Arenal-22kV 89,61 78,01 85,14 88,95 T071 Ricaurte-22kV 55,54 57,98 60,55 63,27 T072 Ricaurte-22kV 55,54 57,98 60,55 63,27 T081 Turi-22kV 66,58 69,56 72,65 T091 Az-22kV 26,58 27,74 29,00 30,27 T122 Descanso-22kV 37,07 35,99 34,80 33,61 T123 Descanso-22kV 37,05 35,97 34,78 33,59 T141 Lentag-22kV 67,51 70,60 73,86 77,33 T181 Cañar-22kV 69,00 72,13 75,39 78,89 Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores

3.6.7

Crecimiento de la demanda de energía en el anillo de 69KV

El crecimiento de la demanda planteada desde la EERCS, es de el 4,44 % anual, pero a nivel de generación se debería tener un nivel de crecimiento o mayor para atender a la región de la EERCS.

132

DEMANDA DE ENERGIA HASTA EL AÑO 2014 año 2011 2012 2013 2014 total 140,2 146,4 152,9 159,7 Tabla 3.43 Proyección de demanda de carga en las subestaciones de la EERCS

Crecimiento de la demanda 165,00 160,00

MW

155,00 150,00 145,00 140,00 135,00 130,00 2011

2012

2013

2014

Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS

133

CAPITULO IV EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA

4.1

4.1.1

DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA

Ubicación.

La central Hidroeléctrica Ocaña, está ubicada en el recinto Javi, parroquia Ducur, cantón Cañar de la provincia del Cañar, para su acceso se la realiza por la vía Duran-Tambo, para el acceso a obras de captación se lo hace desde la población de Javin por el camino que conduce a San Antonio, con una topografía accidentada y el clima subtropical húmedo una temperatura media de 22 grados C, y una precipitación media anual de 1400 mm

Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña

4.1.2

Datos de generación.

La central Hidroeléctrica Ocaña, su potencia instalada es de 26 MW, con dos turbinas tipo pelton de eje vertical a 4 inyectores con una velocidad de 600 rpm y una velocidad especifica de 21,17. 134

•

El factor de planta calculada en el diseño es de 0,9

•

la energía estimada media anual es de 203.099 MWH/año

•

promedio de 23 MWH

•

Potencia nominal por generador 13 MW

•

Altura neta 373 m

•

diámetro de válvula esférica 0,8 m

4.1.3

Transformador

La subestación Ocaña está constituida por 2 transformadores de 15 MVA cada uno, al entrar en sincronismo la unidad correspondiente entra en línea con el transformador a través de un interruptor SF6. Las características del transformador son las siguientes: •

Tipo……………

cKOUM 138 9-09 s/69

•

Serial………….

298967

•

Año…………….

2009

•

Potencia ……….

15 MVA

•

Numero de fases………..

3

•

Voltaje primario………..

13.8 KV

•

Voltaje secundario……..

69/39.837 KV

•

Corriente Primario……..

627,6 A

•

Corriente Secundario……

125.5

•

Frecuencia………….

60 HZ

•

Impedancia % ………….

8,47%

•

Corriente de cortocircuito……….

•

Tiempo máximo en cortocircuito térmico……….. 2 seg.

•

Liquido Aislante………….. Aceite mineral Inhibido

•

Aislamiento clase…………. A

•

Grupo de coneccion…………YNd5

•

Temperatura máxima ambiente…………400

•

Altura de diseño…………….1000m

7,41 KA

135

4.1.4

Línea de transmisión

Las características del conductor que se usa para la conducción de potencia desde la central Hidroeléctrica Ocaña se puede ver en la tabla 4.1

CARACTERISTICAS ACAR 750 CALIBRE 750 AWG O MCM SECCION (mm2) 1350 H19 184,86 SECCION (mm2) 6201 T81 195,14 SECCION TOTAL mm2 380 FORMACION No. de hilos por diametro (mm) 18x3,62 + 19x3,62 1350 H19 / 6201 T81 DIAMETRO EXTERIOR (mm) 25,34 PESO(Kg/Km) 509 1350 H19 PESO (Kg/Km) 535 6201 T81 PESO TOTAL Kg/Km 1044 RESISTENCIA C.C. A 20ºC ohms/Km. 0,1312 CAPACIDAD (AMP.) DE CORRIENTE 807 Tabla 4.1 Características técnicas del conductor ACAR Fuente:www.cyaconductores.com.ar/documentos/CyA_Catalogo_Lineas_Aereas_Ac ar.pdf La salida de generación desde la central hidroeléctrica Ocaña es a 69 kV a doble terna, con una longitud de 41 km. Parte de la S/E junto a casa de máquinas y se conecta a Subestación Cañar de propiedad de la Empresa Eléctrica Regional Centro

136

Sur C.A., ubicada en la ciudad de Cañar, en donde se une con el anillo de 69 KV de la EERCS

Para el cálculo aproximado de la impedancia de la línea de transmisión tenemos los siguientes datos de las líneas: •

Distancia

41 Km

•

Tipo de conductor

ACAR

•

Línea de transmisión

doble terna

Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750

En la grafica 4.3 se puede observar donde va ubicada la línea de transmisión en el DIgSILENT, y físicamente va ir conectado desde la subestación de Ocaña hasta la Subestación de Cañar, además se hace énfasis que es de doble terne la línea debido a que va ser un factor importante en el presente análisis.

Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña 137

4.2

DIAGRAMA UNIFILAR

SEP A EVALUAR FLUJOS DE

CARGA.

4.2.1

Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT

En el proyecto a evaluar los flujos de potencia debemos diseñar dentro del diagrama unifilar las barras, generadores, transformadores y líneas de transmisión de la central hidroeléctrica Ocaña, para esto realizamos el siguiente procedimiento En la barra de gráficos del DIgSILENT que muestra la figura 4.4 se tiene los diferentes símbolos a usar en la construcción de la central hidroeléctrica Ocaña para la simulación del presente proyecto, entre ellos están: •

Barra simple.

•

Maquina Síncrona (generador)

•

Transformador de dos devanados

•

Línea de transmisión

Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT 138

Para empezar a digitalizar las maquinas y líneas que van conectados a la subestación Ocaña en DIgSILENT, comenzamos introduciendo las barras, escogiendo en la barra de gráficos del DIgSILENT la barra simple que se indica en el grafico 4.4

Al graficar las barras se van a tener el grafico de la figura 4.5

Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT

Como siguiente paso procedemos a escoger en la barra grafica del DIgSILENT la opción de transformador de dos devanados, damos un clic en la primera barra y nos aparecerá algo así:

Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT

La interpretación al grafico es que se puede poner hasta 4 elementos conectados a la barra, escogemos cualquiera de los puntos de las barras y para la 139

conexión de la otra barra va salir algo parecido a la figura 4.6, donde ponemos igualmente el número que va ir conectado la barra y tendremos el transformador conectado como muestra la Figura. 4.7

Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT

El mismo procedimiento se realiza para colocar el siguiente transformador.

Se continua insertando las maquinas síncronas o generadores, para esto se toma de la barra de gráficos de la Figura. 4.4 la opción de maquina síncrona damos clic a la barra de baja tensión que se desea colocar y vamos a obtener la figura 4.8.

Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT. 140

El mismo procedimiento se realiza para el siguiente generador

Para insertar la línea de transmisión procedemos a escoger de la barra de gráficos (Figura 4.4) la opción línea de transmisión, y se la conecta desde la barra de 69 KV de la subestación Ocaña hasta la barra de 69 KV de la subestación Cañar que es donde se une al anillo interconectado de 69 KV de la EERCS.

En la grafica 4.9 se puede observar

Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT.

4.2.2

Configuración

4.2.2.1

Configuración de generadores.

Para la configuración de los generadores se da doble clic en el grafico del generador y se obtiene una ventana como la del grafico 4.10

141

Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT

En esta ventana se puede configurar: •

Name. El nombre del generador que se va utilizar en el analisis

•

Out of service.- Esta opción da la posibilidad de contar o no con el generador para el

•

Type.-

análisis el tipo de generador que previamente se carga en la librería del

proyecto, para esto se procede abriendo la pestaña y obtenemos un grafico como el de la figura 4.11

Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña

142

Se escoge el generador G-Ocaña1, e instantáneamente se carga los datos referentes al generador de Ocaña

Para la configuración de la carga del generador se da clic en la ventana Load Flow de la Figura. 4.10 y tenemos el siguiente grafico:

Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT

En la grafica 4.12 se configura la potencia de generación que puede ir desde la carga máxima de 13 MW, hasta un valor predeterminado por el usuario.

Además se configura el modo local del controlador de voltaje que puede ser: •

Factor de potencia

•

Voltaje 143

Generalmente en todas las centrales que están dentro del anillo de 69 KV, es decir Los generadores pertenecientes a Elecaustro se maneja por el factor de potencia, en las centrales hidroeléctricas de Hidroabanico dos de ellas se hace la simulación con controlador de voltaje.

4.2.2.2

Configuración de transformadores

Para la configuración de los transformadores, se da doble clic en el símbolo del transformador y enseguida aparece una pantalla como la de la figura 4.13

Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña

En la pantalla se procede a cargar desde la librería el tipo de transformadores dando clic en Type y se escoge la opción selec global type, inmediatamente manda a escoger en la librería donde se escoge los transformadores previamente cargados par la central hidroeléctrica Ocaña. 144

4.2.2.3

Configuración de la línea de transmisión

La línea de transmisión se configura haciendo doble sobre su símbolo en el diagrama unifilar, luego se tendrá una pantalla como la figura 4.15

Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña

Se puede configurar los siguientes aspectos en la línea de transmisión: •

Nombre.

el cual va a tener durante la simulación y la filtración de

resultados •

Longitud

la distancia que va a tener la línea de transmisión (41 km)

•

Tipo.

Es el tipo de línea de transmisión 145

•

Out service

La opción de usar o no la línea de transmisión en los

modelados

4.2.2.4

Configuración de barras

Para la configuración de barras de igual manera se da doble clic sobre cada una de las barras que se va a configurar y se obtiene una pantalla como de la figura 4.15

Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT

En esta pantalla se configura: •

el nombre de la barra que va a llevar en el estudio y en los resultados

•

La tensión de la barra en este caso tenemos en la subestación de Ocaña la salida de generación a 13.8 KV, y la salida del transformador hacia la subestación Cañar a

• 4.2.3

69KV

Tipo de barra que se escoge directamente de la librería en la base de datos.

Diagrama final luego de incluir la central hidráulica Ocaña 146

En el anexo 2 podemos encontrar el plano donde se encuentra ya conectada la central hidroeléctrica Ocaña, incluido los generadores, transformadores, barras y línea de transmisión

4.3

ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA

En el estudio de los flujos de carga se debe plantear posibles escenarios que se puedan dar en la operación del SEP, con esto podemos detectar fortalezas y debilidades del mismo, por lo que vamos a plantear los siguientes escenarios. •

Flujo de carga en temporada lluviosa. Dentro de temporada lluviosa podemos clasificar el flujo de carga en función de las potencias máximas de los generadores y carga máxima dada por el departamento de planificación de la EERCS

Dentro de temporada lluviosa se va plantear en función de las potencias mínimas de las cargas entregadas por la EERCS y mínima potencia entregada por la empresa ELECAUSTRO,

Escenario atípico en temporada lluviosa, parada de unidades en la central Saymirín por exceso de lluvias y demasiada agua turbia Se incluye dos escenarios que se derivan del estudio de una nueva línea de transmisión a nivel de 69 KV desde la Subestación de Sinincay hasta la Subestación de Ocaña. •

Flujo de carga en temporada de estiaje

Flujo de carga con las máximas potencias generadas por la empresa ELECAUSTRO, en temporada de estiaje, y las cargas en los alimentadores de la EERCS a máxima potencia, para esto se toma como referencia en generación la potencia dada a partir de las 19:00 147

Flujo de carga con las potencias mínimas en los generadores de ELECAUSTRO, y carga mínima que normalmente se dan a la misma hora 2 am.

4.3.1

Escenario en temporada lluviosa

4.3.1.1

Escenario A

El escenario A tenemos un factor de carga de todas las centrales tanto hidráulicas como térmicas a un factor de planta de 1, debido a que este escenario se plantea en época lluviosa pero en hora pico de demanda del sistema nacional, por ende la central del descanso es tomada en cuenta por el CENACE para trabajar normalmente a su plena carga

En lo referente a la carga en los alimentadores se realiza la simulación con la carga máxima de las subestaciones que se presento en la tabla 1.1

En la tabla 3.5 se tenía el mismo escenario planteado, pero ahora se hace el análisis del mismo agregando la potencia de la tabla 4.1 que pertenece a Ocaña.

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 13,000 -1,394 OCAÑA 2 13,000 -1,000 Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A Fuente: Elecaustro. 4.3.2.1

Escenario B

En el planteamiento para el escenario B, tenemos el consumo mínimo en las subestaciones de la EERCS, y con potencia de generación hidráulica que es alto por encontrarse en una temporada lluviosa, la potencia de generación en la central térmica del descanso es cero debido al alto aporte de las centrales hidráulicas, por lo general este escenario se presenta a las 2 am

148

En la tabla 3.6 se tiene los valores de generación con que se plantea este escenario, además se agrega la potencia de la tabla 4.2 perteneciente a Ocaña, los valores de consumo de los alimentadores son las cargas mínimos ya expuestas en la tabla 1.2

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 11 -1,743555 OCAÑA 2 11 -1,499965 Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B Fuente: Elecaustro. Este tipo de escenario se presenta en temporada lluviosa pero con carga baja de consumo en las subestaciones de la EERCS, generalmente se da a las 02:00

4.3.1.2

Escenario C

Flujo de carga con carga mínima en la central de Saymirín por cierre del bocacaz y máxima potencia de consumo de los alimentadores de la EERCS y máxima carga los generadores.

Este escenario como ya se explico en el capítulo 3, sucede solamente en temporada lluviosa, para el análisis de este escenario recurrimos al siguiente planteamiento de generación de energía, que será el mismo del escenario C en el capitulo 3, la tabla 3.7, con la variante del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV.

CENTRAL P (MW) Q(MW) OCAÑA 1 13,000 -1,394 OCAÑA 2 13,000 -1,000 Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C Fuente: Elecaustro. 4.3.1.3

Escenario D

Flujo de carga con carga evacuando por la S-E 7 la central hidroeléctrica de Saucay a carga máxima de generadores y carga, hora pico.

149

En este escenario incluiremos un factor de planta de 1 para las centrales hidroeléctricas de Ocaña Y Saymirín, Saucay y el descanso tomando como referencia de carga la expuesta en la tabla 3.4. Las cargas de los alimentadores son la expuestas en la tabla 3.1, a máxima potencia de consumo que se da en hora pico (19:00)

4.3.2

Escenario en temporada de estiaje

4.3.2.1

Escenario E

Flujo de carga con potencia máxima en los generadores y potencia máxima en los alimentadores

Este planteamiento además de las cargas expuestas en la tabla 3.1, se tiene como inclusión la central de Ocaña con un factor de planta de 1 con una potencia de 26 MW, La máxima potencia que hace alusión este planteamiento se da en la hora pico donde se trabaja con toda la potencia nominal por 4 horas aproximadamente que es lo previsto para que el tanque de la bocatoma de Ocaña se vaciara (fig. 4.17).

Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña

4.3.2.2

Escenario F

Flujo de carga con potencia mínima para los generadores y potencia mínima para los alimentadores de la EERCS

150

Este escenario se presenta a partir de las 2:00 AM, cuando la carga tanto de consumo de las subestaciones como el de potencia de generación es mínima, se plantea los mismos valores de generación expuestos en la tabla 3.6 del capítulo 3, además se plantea la central hidroeléctrica Ocaña con un factor de planta del 50 % dando los siguientes valores de generación.

CENTRAL MW MVAR OCAÑA 1 0 0 OCAÑA 2 13 -3,0 Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F Fuente: Elecaustro. 4.3.2.3

Escenario G

Flujo de potencia por la línea proyectada desde la s/e Cañar hasta la s/e de sinincay con potencias de generación y consumo en las subestaciones máximas.

Antecedentes. La Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A., distribuidora de energía eléctrica en Azuay, Cañar y Morona Santiago, planifica construir la línea que unirá la Subestación Sinincay, de propiedad de CELEC EP - TRANSELECTRIC y la Subestación # 18, ubicada en el sector de Huantug del cantón Cañar de propiedad de la CENTROSUR, una vez que se encuentra en operación la primera de las Subestaciones nombradas, La Subestación Sinincay fue inaugurada el miércoles 27 de abril de 2011, forma parte del sistema de transmisión Zhoray - Sinincay que permitirá atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de las provincias de Azuay, Cañar, Loja, Morona Santiago y Zamora Chinchipe. La línea aérea de 69 KV (Kilovoltios) que construirá la CENTROSUR tendrá una longitud aproximada de 32 kilómetros y contará con conductores tipo ACAR calibre 750 MCM, tendidos en un 80 por ciento sobre sectores rurales y un 20 por ciento sobre sectores urbano marginales y permitirá mejorar el sistema eléctrico, proporcionándole mayor confiabilidad y dotándole de un medio para la evacuación de la energía que se generará en la Central Ocaña, que construye Elecaustro en la zona. 151

El escenario para el flujo de potencia planteado se desarrolla con las máximas potencias tanto de generación como de consumo de las subestación ya anteriormente planteada en el escenario A, tablas 3.1 y 3.5 4.3.2.4

Escenario H

Flujo de potencia por la línea proyectada desde la S/E Cañar hasta la S/E Sinincay con potencias de generación y consumo en las subestaciones máximas.

Este escenario se plantea de igual manera que el anterior evacuando por la línea de transmisión planteada por la EERCS a construir, la diferencia es que se evalúa con potencias mínimas de consumo de las subestaciones y mínima potencia de generación en temporada lluviosa. Tablas 3.2 y 3.6

4.4

EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE DIGSILENT

Para la evaluación de los flujos de carga en DIgSILENT previamente se tiene cargado en diagrama unifilar donde se ingresa la central hidroeléctrica Ocaña, su línea de transmisión, y los transformadores. En la evaluación se toma en cuenta los diferentes escenarios planteados, para todos los escenarios se los hace correr flujos de la siguiente manera:

4.4.1

Escenario A

4.4.1.1

Voltaje

•

Niveles de tensión mínimos

AÑO

VOLTAJES MINIMOS 2011 2012

2013

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

L.Cordero-6.3kV Secc-1 Lentag-69kV Secc-2 Say-B2 Verdillo-22kV P.Industrial-22

6,05 21,32 66,96 21,36 2,34 21,55 21,61

0,961 0,969 0,970 0,971 0,977 0,979 0,982

6,03 21,26 66,86 21,30 2,34 21,50 21,58

0,958 0,966 0,969 0,968 0,975 0,977 0,981

6,01 21,20 66,71 21,24 2,33 21,45 21,54

0,954 0,964 0,967 0,965 0,973 0,975 0,979

5,99 21,14 66,58 21,18 2,33 21,40 21,51

0,951 0,961 0,965 0,963 0,971 0,973 0,978

Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña.

152

VOLTAJES MINIMOS 0,990 L.Cordero-6.3kV

0,980

Secc-1

P.U

0,970

Lentag-69kV

0,960

Secc-2 0,950

Say-B2

0,940

Verdillo-22kV

0,930

P.Industrial-22 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña. •

Niveles de tensión máximos VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Cañar-22kV Say-B3 Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV Saymirin-22kV

22,74 2,46 6,46 22,55 70,24 22,32 22,32

1,034 1,027 1,025 1,025 1,018 1,015 1,014

22,73 2,46 6,46 22,54 70,21 22,31 22,27

1,033 1,026 1,025 1,025 1,018 1,014 1,012

22,71 2,46 6,45 22,53 70,17 22,28 22,22

1,032 1,026 1,024 1,024 1,017 1,013 1,010

22,70 2,46 6,45 22,52 70,14 22,26 22,17

1,032 1,025 1,023 1,024 1,017 1,012 1,008

Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña.

P.U

VOLTAJES MAXIMOS 1,040 1,035 1,030 1,025 1,020 1,015 1,010 1,005 1,000 0,995

Cañar-22kV Say-B3 Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV 2011

2012

2013

2014

Saymirin-22kV

Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña. 153

4.4.1.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4783 0,4641 0,4496 0,4344 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2553 0,2555 0,2557 0,2560 Ocaña_Cañar 0,2041 0,2040 0,2038 0,2036 OCAÑA-CAÑAR 0,2041 0,2039 0,2037 0,2036 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1806 0,1729 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1805 0,1812 0,1820 0,1828 Descanso-Azogues 0,1223 0,1186 0,1148 0,1109 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1206 0,1320 0,1447 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0973 0,1026 0,1158 0,1239 Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0593 0,0650 Cuenca-Monay(03) 0,0451 0,0492 0,0558 0,0610 Cuenca-Monay(03)-1 0,0439 0,0478 0,0542 0,0592 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0297 0,0146 0,0186 0,0213 Monay(03)-Turi(08) 0,0297 0,0588 0,0694 0,0776 Monay(03)-P.Centenario(02)s 0,0258 0,0000 0,0000 0,0000 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0215 0,0227 0,0247 0,0263 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0149 0,1460 0,1601 0,1723 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0097 0,0074 0,0057 0,0049 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0093 0,0080 0,0069 0,0057 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0066 0,0083 0,0111 0,0137 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0065 0,0082 0,0110 0,0136 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0023 0,0037 0,0055 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL PERDIDAS 2,1733 2,2993 2,3526 2,3940

Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, con Ocaña

PERDIDAS TOTALES MW

2,5 2,3 2,1 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña

154

4.4.1.3

Carga en las líneas de transmisión

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,222 65,105 68,195 71,402 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,260 63,894 66,890 69,399 Azogues(09)-Cañar(18) 35,702 35,183 34,642 34,067 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,625 35,696 35,774 35,853 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,069 31,080 31,096 31,110 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,714 28,982 28,200 27,397 Cuenca-Monay(03) 28,393 29,569 31,465 32,899 Cuenca-Monay(03)-1 27,590 28,732 30,575 31,969 Verdillo(06)-El Arenal(05) 27,584 28,315 30,086 31,113 Limón(23)-Méndez(22) 25,932 25,205 24,814 24,398 Gualaceo (15) - Limón (23) 24,765 23,942 23,497 23,027 Descanso-Azogues 21,523 21,053 20,552 20,033 El Arenal(05)-Turi(08) 19,011 13,401 15,111 16,155 Monay(03)-Turi(08) 18,995 26,683 28,988 30,650 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 17,518 17,994 18,746 19,325 OCAÑA-CAÑAR 16,347 16,337 16,327 16,317 Ocaña_Cañar 16,347 16,337 16,327 16,317 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 12,379 11,334 10,479 9,413 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,279 12,841 13,434 14,065 SE_07-SE_19 10,262 10,265 10,269 10,272 SE_19-SE_11 10,208 10,211 10,215 10,219 Cuenca-Ricaurte(07) 8,685 7,683 7,071 7,120 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 7,378 8,231 9,492 10,522 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 7,290 8,133 9,378 10,397 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,400 7,134 9,006 10,976 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,154 5,156 5,158 5,161 Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A, con Ocaña

4.4.2

Escenario B

4.4.2.1

Voltaje

•

Niveles de tensión mínimos

155

VOLTAJES MINIMOS 2011 2012

AÑO

KV

P.U

2013

BARRA

KV

P.U

Sau-B1 Lentag-69kV P.Industrial-22 L.Cordero-6.3kV Say-B2 Descanso-6.3kV L.Cordero-22kV

4,08 68,19 21,80 6,26 2,39 6,26 21,89

0,980 4,08 0,980 4,07 0,988 68,14 0,988 68,09 0,991 21,79 0,990 21,77 0,994 6,25 0,992 6,25 0,994 2,38 0,993 2,38 0,994 6,26 0,994 6,26 0,995 21,87 0,994 21,85

KV

2014

P.U

KV

P.U

0,979 4,07 0,979 0,987 68,02 0,986 0,990 21,75 0,989 0,991 6,24 0,990 0,992 2,38 0,991 0,993 6,26 0,993 0,993 21,82 0,992

Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña.

VOLTAJES MINIMOS 1,000 Sau-B1

0,995

Lentag-69kV

P.U

0,990

P.Industrial-22

0,985

L.Cordero-6.3kV

0,980

Say-B2 0,975 Descanso-6.3kV 0,970 2011

2012

2013

L.Cordero-22kV

2014

Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña. •

Niveles de tensión máximos VOLTAJES MAXIMOS

AÑO

BARRA Cañar-22kV Saymirin-22kV Say-B3 Az-22kV Turi-22kV Ricaurte-22kV Saucay-69kV

2011

KV 22,89 22,72 2,47 22,52 22,51 22,38 70,09

P.U 1,040 1,033 1,027 1,024 1,023 1,017 1,016

2012

KV 22,89 22,70 2,47 22,52 22,41 22,37 70,08

P.U 1,040 1,032 1,027 1,023 1,019 1,017 1,016

2013

KV 22,89 22,68 2,46 22,51 22,40 22,36 70,06

P.U

2014

KV

1,040 1,031 1,027 1,023 1,018 1,016 1,015

22,89 22,66 2,46 22,51 22,25 22,34 70,04

P.U 1,040 1,030 1,027 1,023 1,012 1,015 1,015

Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña.

156

VOLTAJES MAXIMOS 1,050 Cañar-22kV

1,040

Saymirin-22kV

P.U

1,030

Say-B3

1,020

Az-22kV

1,010

Turi-22kV

1,000

Ricaurte-22kV

0,990 2011

2012

2013

2014

Saucay-69kV

Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña.

4.4.2.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4620 0,4559 0,4494 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1743 0,1746 0,1749 Ocaña_Cañar 0,1475 0,1474 0,1474 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1475 0,1480 0,1476 OCAÑA-CAÑAR 0,1475 0,1474 0,1473 Descanso-Azogues 0,1181 0,1166 0,1149 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0657 0,0632 0,0606 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0263 0,0285 0,0312 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0256 0,0273 0,0289 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0211 0,0200 0,0188 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0091 0,0074 0,0058 Cuenca-Monay(03) 0,0089 0,0097 0,0108 Cuenca-Monay(03)-1 0,0086 0,0095 0,0105 Monay(03)-Turi(08) 0,0061 0,0125 0,0142 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0061 0,0031 0,0037 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0059 0,0052 0,0045 Verdillo(06)-Secc 0,0056 0,0061 0,0067 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0054 0,0057 0,0061 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0011 0,0012 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0004 0,0007 0,0011 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0004 0,0007 0,0011 TOTAL 1,4369 1,4363 1,4343

2014 0,4425 0,1753 0,1473 0,1477 0,1472 0,1131 0,0580 0,0340 0,0308 0,0177 0,0269 0,0193 0,0046 0,0121 0,0118 0,0163 0,0043 0,0038 0,0073 0,0064 0,0027 0,0014 0,0009 0,0016 0,0016 1,4345

Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B, con Ocaña

157

PERDIDAS TOTALES 1,5

MW

1,48 1,46 1,44 1,42 1,4 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña

4.4.2.3

Carga en las líneas de transmisión

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,004 35,033 35,064 35,100 Azogues(09)-Cañar(18) 34,819 34,589 34,340 34,072 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,106 25,161 26,257 27,446 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,630 23,667 23,640 23,647 Descanso-Azogues 22,377 22,150 21,922 21,665 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,378 20,820 20,205 19,583 SE01-Secc(2) 21,038 21,944 22,943 23,953 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 17,719 17,302 16,863 16,412 Verdillo(06)-El Arenal(05) 14,169 14,619 15,047 15,539 OCAÑA-CAÑAR 13,957 13,952 13,947 13,942 Ocaña_Cañar 13,957 13,952 13,947 13,942 Cuenca-Monay(03) 12,546 13,153 13,856 14,674 Cuenca-Monay(03)-1 12,191 12,781 13,464 14,259 SE_07-SE_19 10,250 10,252 10,254 10,256 SE_19-SE_11 10,197 10,198 10,200 10,203 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 10,157 9,514 8,775 8,040 Cuenca-Ricaurte(07) 8,887 7,931 6,970 6,160 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 8,876 9,122 9,401 9,647 Monay(03)-Turi(08) 8,599 12,300 13,088 14,034 El Arenal(05)-Turi(08) 8,584 6,210 6,730 7,241 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,994 6,240 6,524 6,811 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,142 5,143 5,145 5,146 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 1,972 2,476 3,025 3,624 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 1,949 2,447 2,989 3,581 Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B, con Ocaña

158

4.4.3

Escenario C

4.4.3.1

Voltaje

•

Niveles de tensión mínimos VOLTAJES MINIMOS

AÑO

2011

BARRA

KV

Say-B2 Say-B1 L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV

2,28 2,28 6,00 21,15 21,15 21,19 66,93

P.U 0,949 0,950 0,953 0,961 0,961 0,963 0,970

2012

KV 2,27 2,28 5,98 21,09 21,09 21,13 66,83

2013

P.U

KV

0,947 0,948 0,950 0,959 0,959 0,960 0,969

2,27 2,27 5,96 21,03 21,03 21,07 66,68

2014

P.U

KV

0,945 0,946 0,946 0,956 0,956 0,958 0,966

2,26 2,27 5,94 20,96 20,96 21,00 66,55

P.U 0,943 0,944 0,943 0,953 0,953 0,955 0,964

Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña.

P.U

VOLTAJES MINIMOS 0,975 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935 0,930 0,925

Say-B2 Say-B1 L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña.

159

•

Niveles de tensión máximos VOLTAJES MAXIMOS

AÑO

2011

BARRA

KV

Cañar-22kV Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV OCAÑA 69 Cañar-69kV

22,72 6,45 22,52 70,15 22,29 69,83 69,52

P.U 1,033 1,024 1,024 1,017 1,013 1,012 1,008

2012

KV

P.U

22,71 6,45 22,51 70,12 22,27 69,81 69,49

1,032 1,023 1,023 1,016 1,012 1,012 1,007

2013

KV 22,69 6,44 22,50 70,09 22,25 69,78 69,45

P.U

2014

KV

1,032 1,023 1,023 1,016 1,011 1,011 1,007

P.U

22,68 6,44 22,49 70,05 22,23 69,76 69,41

1,031 1,022 1,022 1,015 1,010 1,011 1,006

Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña.

VOLTAJES MAXIMOS 1,035

P.U

1,030 1,025

Cañar-22kV

1,020

Descanso-6.3kV

1,015

Az-22kV

1,010

Saucay-69kV

1,005

Ricaurte-22kV

1,000

OCAÑA 69

0,995

Cañar-69kV

0,990 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.24 curva de voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña.

4.4.3.2 •

Perdidas en las líneas

Perdidas de potencia activa

160

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4768 0,4626 0,4481 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2559 0,2561 0,2563 Ocaña_Cañar 0,2038 0,2037 0,2035 OCAÑA-CAÑAR 0,2038 0,2036 0,2035 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1807 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 Descanso-Azogues 0,1219 0,1182 0,1144 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1321 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0903 0,0954 0,1081 Verdillo(06)-Secc 0,0502 0,0549 0,0603 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0477 0,0479 0,0482 Cuenca-Monay(03) 0,0472 0,0512 0,0578 Cuenca-Monay(03)-1 0,0459 0,0497 0,0562 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0333 0,0172 0,0215 Monay(03)-Turi(08) 0,0333 0,0639 0,0750 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0232 0,0272 0,0318 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0178 0,0189 0,0207 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0110 0,0132 0,0167 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0109 0,0130 0,0165 SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0054 0,0061 0,0080 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0036 0,0029 0,0023 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL 2,1326 2,1718 2,2339

2014 0,4329 0,2566 0,2033 0,2033 0,1729 0,1723 0,1105 0,1449 0,1159 0,0661 0,0484 0,0631 0,0613 0,0244 0,0835 0,0370 0,0221 0,0199 0,0197 0,0123 0,0106 0,0018 0,0009 2,2837

Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C, con Ocaña

MW

PERDIDAS TOTALES 2,3 2,25 2,2 2,15 2,1 2,05 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña

4.4.3.3

Carga en las líneas de transmisión

161

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,73 65,64 68,77 72,01 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,26 63,90 66,89 69,40 Azogues(09)-Cañar(18) 35,64 35,12 34,58 34,00 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,10 31,12 31,13 31,15 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,70 28,97 28,19 27,38 Cuenca-Monay(03) 28,96 30,14 32,04 33,47 Cuenca-Monay(03)-1 28,14 29,28 31,13 32,52 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,56 27,29 29,06 30,09 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 22,43 24,28 26,27 28,34 Descanso-Azogues 21,47 21,00 20,49 19,97 El Arenal(05)-Turi(08) 20,13 14,52 16,23 17,28 Monay(03)-Turi(08) 20,11 27,80 30,11 31,77 Verdillo(06)-Saymirín(10) 18,32 18,36 18,41 18,45 OCAÑA-CAÑAR 16,33 16,33 16,32 16,31 Ocaña_Cañar 16,33 16,33 16,32 16,31 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 15,87 16,33 17,07 17,64 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,28 12,85 13,44 14,07 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 9,42 10,29 11,55 12,59 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,31 10,16 11,41 12,44 Cuenca-Ricaurte(07) 7,93 8,79 10,29 11,91 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 7,42 6,55 5,88 5,16 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 SE_07-SE_19 0,23 0,23 0,23 0,23 Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C, con Ocaña

4.4.4

Escenario D

4.4.4.1

Voltaje

•

Voltaje mínimos VOLTAJES MINIMOS

AÑO

BARRA L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV Say-B2 Verdillo-22kV

2011

KV 6,04 21,27 21,27 21,31 66,92 2,34 21,50

P.U 0,959 0,967 0,967 0,969 0,970 0,975 0,977

2012

KV 6,02 21,22 21,22 21,26 66,81 2,34 21,46

P.U 0,956 0,964 0,964 0,966 0,968 0,973 0,975

2013

KV 6,00 21,15 21,15 21,19 66,66 2,33 21,41

P.U

2014

KV

0,952 0,962 0,962 0,963 0,966 0,971 0,973

5,98 21,09 21,09 21,13 66,53 2,32 21,36

P.U 0,949 0,959 0,959 0,961 0,964 0,969 0,971

Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña.

162

P.U

VOLTAJES MINIMOS 0,980 0,975 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935 0,930

L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Secc-2 Lentag-69kV Say-B2 Verdillo-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña. •

Voltajes máximos VOLTAJES MAXIMOS

AÑO

2011

BARRA

KV

Say-B3 Cañar-22kV Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Say-69kV Corpanche-69kV

P.U

2,50 22,76 6,47 22,57 70,72 70,27 70,23

1,041 1,034 1,027 1,026 1,025 1,018 1,018

2012

KV 2,50 22,74 6,46 22,56 70,70 70,25 70,21

2013

P.U

KV

1,041 1,034 1,026 1,026 1,025 1,018 1,018

2014

P.U

2,50 22,73 6,46 22,55 70,67 70,23 70,19

KV

1,041 1,033 1,025 1,025 1,024 1,018 1,017

2,50 22,71 6,46 22,55 70,64 70,20 70,16

P.U 1,040 1,032 1,025 1,025 1,024 1,017 1,017

Tabla 4.19 Voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña.

P.U

VOLTAJES MAXIMOS 1,045 1,040 1,035 1,030 1,025 1,020 1,015 1,010 1,005 1,000

Say-B3 Cañar-22kV Descanso-6.3kV Az-22kV Saucay-69kV Say-69kV Corpanche-69kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña.

163

4.4.4.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4789 0,4654 0,4509 0,4357 Ocaña_Cañar 0,2043 0,2042 0,2040 0,2038 OCAÑA-CAÑAR 0,2042 0,2042 0,2040 0,2038 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1956 0,1883 0,1806 0,1729 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1807 0,1819 0,1827 0,1835 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 0,1723 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1313 0,0000 0,0000 0,0000 Descanso-Azogues 0,1224 0,1189 0,1151 0,1112 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1103 0,1207 0,1322 0,1449 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0950 0,0938 0,1065 0,1142 SE_07-SE_19 0,0679 0,3081 0,3083 0,3085 Verdillo(06)-Secc 0,0494 0,0543 0,0595 0,0653 Cuenca-Monay(03) 0,0460 0,0516 0,0583 0,0636 Cuenca-Monay(03)-1 0,0447 0,0502 0,0566 0,0618 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0372 0,1043 0,1088 0,1125 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0309 0,0178 0,0222 0,0251 Monay(03)-Turi(08) 0,0308 0,0651 0,0763 0,0849 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0120 0,0181 0,0135 0,0100 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0111 0,0122 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0080 0,0145 0,0182 0,0215 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0079 0,0144 0,0180 0,0213 SE_19-SE_20 0,0076 0,0875 0,0876 0,0876 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0072 0,0025 0,0021 0,0018 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0024 0,0038 0,0056 TOTAL 2,4001 2,5279 2,5841 2,6276

Tabla 4.20 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario D, con Ocaña

PERDIDAS TOTALES 2,7

MW

2,6 2,5 2,4 2,3 2,2 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña 164

4.4.4.3

Carga en las líneas de transmisión

Linea de transmisión

2011

2012

2013

2014

SE01-Secc(2) Monay(03)-P.Centenario(02)1 Verdillo(06)-Secc Verdillo(06)-Saymirín(10) Azogues(09)-Cañar(18) Ricaurte(07)-El_Descanso(12) Cuenca-Monay(03) Cuenca-Monay(03)-1 Verdillo(06)-El Arenal(05) P.Industrial(04)-Ricaurte(07) Descanso-Azogues P.Industrial(04)-Saucay(20) SE_07-SE_19 El Arenal(05)-Turi(08) Monay(03)-Turi(08) Ocaña_Cañar OCAÑA-CAÑAR El_Arenal(05)-Lentag(14) Verdillo(06)-P.Industrial(04) Cuenca-Ricaurte(07) SE_19-SE_11 SE_19-SE_20 Cuenca - Verdillo(06) - 1T Cuenca - Verdillo(06) - 2T Verdillo(06)-P.Industrial(04) P.Industrial(04)-Erco(27)

62,25 61,26 50,30 35,64 35,50 32,26 28,48 27,68 27,42 24,22 23,87 22,29 19,23 19,19 19,17 16,41 16,41 12,28 11,67 10,95 10,15 9,12 7,72 7,62 5,41 5,16

65,23 63,90 52,71 35,76 35,00 31,65 30,17 29,31 27,25 40,52 23,53 0,00 40,91 14,57 27,86 16,41 16,40 12,85 6,95 13,46 10,06 30,81 10,41 10,29 7,16 5,16

68,33 66,90 55,21 35,83 34,45 31,00 32,06 31,15 29,03 41,40 23,15 0,00 40,92 16,27 30,15 16,40 16,39 13,44 6,39 11,63 10,07 30,82 11,65 11,52 9,04 5,17

71,54 69,41 57,81 35,91 33,87 30,33 33,49 32,54 30,06 42,09 22,75 0,00 40,94 17,31 31,81 16,39 16,39 14,07 5,79 10,03 10,07 30,83 12,67 12,52 11,01 5,17

Tabla 4.21 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario D, con Ocaña

4.4.5

Escenario E

4.4.5.1

Voltaje

•

Voltaje mínimos

165

VOLTAJES MINIMOS AÑO

2011

BARRA

KV

Say-B2 L.Cordero-6.3kV Say-B1 L.Cordero-22kV Secc-1 Sau-B1 Secc-2

P.U

2,27 6,01 2,30 21,17 21,17 4,00 21,20

2012

KV

2013

P.U

KV

P.U

0,947 2,27 0,945 2,26 0,954 5,99 0,951 5,97 0,960 2,30 0,958 2,29 0,962 21,11 0,959 21,04 0,962 21,11 0,959 21,04 0,963 4,00 0,962 4,00 0,964 21,15 0,961 21,08

2014

KV

P.U

0,943 2,26 0,940 0,947 5,95 0,944 0,956 2,29 0,954 0,957 20,98 0,954 0,957 20,98 0,954 0,962 4,00 0,961 0,958 21,02 0,955

Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña.

P.U

VOLTAJES MINIMOS 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935 0,930 0,925

Say-B2 L.Cordero-6.3kV Say-B1 L.Cordero-22kV Secc-1 Sau-B1 2011

2012

2013

Secc-2

2014

Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña. •

Voltajes máximos VOLTAJES MAXIMOS

AÑO

BARRA Cañar-22kV Say-B3 Descanso-6.3kV Az-22kV Ricaurte-22kV OCAÑA 69 Saucay-69kV

2011

KV 22,73 2,46 6,45 22,53 22,30 69,84 69,75

P.U 1,033 1,026 1,024 1,024 1,014 1,012 1,011

2012

KV 22,72 2,46 6,45 22,52 22,28 69,82 69,73

P.U 1,033 1,025 1,024 1,024 1,013 1,012 1,011

2013

KV 22,70 2,46 6,45 22,51 22,26 69,80 69,69

P.U

2014

KV

1,032 1,025 1,023 1,023 1,012 1,012 1,010

22,69 2,46 6,44 22,50 22,24 69,77 69,65

P.U 1,031 1,024 1,023 1,023 1,011 1,011 1,009

Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña.

166

VOLTAJES MAXIMOS 1,040 Cañar-22kV

P.U

1,030

Say-B3

1,020

Descanso-6.3kV

1,010

Az-22kV

1,000

Ricaurte-22kV OCAÑA 69

0,990 2011

2012

2013

2014

Saucay-69kV

Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña.

4.4.5.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Azogues(09)-Cañar(18) 0,4773 0,4632 0,4487 Ocaña_Cañar 0,2040 0,2038 0,2036 OCAÑA-CAÑAR 0,2039 0,2038 0,2036 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,1957 0,1883 0,1807 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1343 0,1461 0,1601 Descanso-Azogues 0,1221 0,1184 0,1146 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,1188 0,1189 0,1190 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1104 0,1207 0,1321 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0883 0,0933 0,1060 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,0695 0,0698 0,0701 Verdillo(06)-Secc 0,0501 0,0548 0,0602 Cuenca-Monay(03) 0,0478 0,0517 0,0584 Cuenca-Monay(03)-1 0,0464 0,0503 0,0568 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0348 0,0364 0,0389 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0344 0,0180 0,0224 Monay(03)-Turi(08) 0,0344 0,0654 0,0766 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0194 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0161 0,0194 0,0234 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0125 0,0148 0,0185 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0124 0,0146 0,0183 SE01-Secc(2) 0,0093 0,0102 0,0112 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0051 0,0048 0,0055 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0024 0,0019 0,0015 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL 2,0528 2,0915 2,1531

2014 0,4335 0,2034 0,2034 0,1729 0,1723 0,1106 0,1191 0,1449 0,1137 0,0705 0,0660 0,0637 0,0619 0,0410 0,0253 0,0852 0,0194 0,0278 0,0219 0,0216 0,0123 0,0070 0,0027 0,0012 0,0009 2,2023

Tabla 4.24 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario E, con Ocaña 167

MW

PERDIDAS TOTALES 2,25 2,2 2,15 2,1 2,05 2 1,95 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña

4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,68 65,59 68,71 71,95 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,27 63,90 66,90 69,41 Azogues(09)-Cañar(18) 35,66 35,14 34,60 34,03 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 29,71 28,97 28,19 27,39 Cuenca-Monay(03) 29,12 30,30 32,20 33,63 Cuenca-Monay(03)-1 28,30 29,44 31,29 32,68 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,27 27,00 28,77 29,79 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 22,49 22,98 23,76 24,36 Verdillo(06)-Saymirín(10) 22,11 22,16 22,21 22,26 Descanso-Azogues 21,49 21,02 20,51 19,99 P.Industrial(04)-Saucay(20) 21,22 21,23 21,24 21,25 El Arenal(05)-Turi(08) 20,45 14,84 16,55 17,60 Monay(03)-Turi(08) 20,43 28,12 30,43 32,10 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 18,67 20,52 22,50 24,56 OCAÑA-CAÑAR 16,34 16,33 16,32 16,31 Ocaña_Cañar 16,34 16,33 16,32 16,31 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,29 12,85 13,44 14,07 SE_07-SE_19 10,27 10,27 10,28 10,28 SE_19-SE_11 10,22 10,22 10,22 10,23 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 10,02 10,88 12,14 13,18 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,90 10,75 12,00 13,02 Cuenca-Ricaurte(07) 7,05 7,35 8,36 9,71 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 6,05 5,29 4,76 4,30 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,16 5,16 5,17 5,17 Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario E, con Ocaña

168

4.4.6

Escenario F

4.4.6.1

Voltaje

•

Voltaje mínimo VOLTAJES MINIMOS

AÑO

2011

BARRA

KV

Say-B1 Say-B2 Sau-B2 Sau-B1 L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1

P.U

2,25 2,25 3,99 4,05 6,17 21,57 21,57

2012

KV

P.U

2013

KV

2014

P.U

KV

P.U

0,937 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 0,937 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 0,960 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,959 0,974 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,973 0,979 6,16 0,978 6,15 0,977 6,08 0,965 0,981 21,55 0,980 21,53 0,979 21,37 0,971 0,981 21,55 0,980 21,53 0,979 21,37 0,971

Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña.

1,000 0,980

Say-B1

0,960

Say-B2 Sau-B2

0,940

Sau-B1 0,920

L.Cordero-6.3kV

0,900

L.Cordero-22kV Secc-1

0,880 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña.

169

•

Voltaje máximo VOLTAJES MAXIMOS 2011 2012 2013

AÑO

2014

BARRA

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

KV

P.U

Cañar-22kV Descanso-6.3kV Az-22kV Say-B3 Turi-22kV Ricaurte-22kV OCAÑA 69

22,98 6,50 22,70 2,47 22,50 22,39 70,12

1,045 1,032 1,032 1,031 1,023 1,018 1,016

22,98 6,50 22,69 2,47 22,41 22,38 70,11

1,045 1,032 1,032 1,031 1,018 1,017 1,016

22,98 6,50 22,69 2,47 22,40 22,37 70,10

1,045 1,032 1,031 1,031 1,018 1,017 1,016

22,98 6,50 22,68 2,47 22,39 22,35 70,08

1,044 1,031 1,031 1,030 1,018 1,016 1,016

Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.

VOLTAJES MAXIMOS 1,050 Cañar-22kV

1,040 P.U

Descanso-6.3kV 1,030

Az-22kV

1,020

Say-B3 Turi-22kV

1,010

Ricaurte-22kV 1,000

OCAÑA 69 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.

4.4.6.2

Perdidas en las líneas

170

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Azogues(09)-Cañar(18) 0,1269 0,1238 0,1205 0,1169 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0926 0,0895 0,0863 0,0831 Ocaña_Cañar 0,0511 0,0511 0,0510 0,0510 OCAÑA-CAÑAR 0,0511 0,0510 0,0510 0,0510 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,0475 0,0475 0,0475 0,0476 Descanso-Azogues 0,0314 0,0306 0,0298 0,0289 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0264 0,0286 0,0312 0,0340 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 0,0269 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0202 0,0217 0,0232 0,0246 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0170 0,0177 0,0183 0,0193 SE_07-SE_19 0,0121 0,0121 0,0121 0,0121 Cuenca-Monay(03) 0,0101 0,0111 0,0122 0,0135 Cuenca-Monay(03)-1 0,0098 0,0108 0,0119 0,0131 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0089 0,0097 0,0100 0,0128 Monay(03)-Turi(08) 0,0088 0,0163 0,0182 0,0203 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0088 0,0052 0,0059 0,0067 Verdillo(06)-Secc 0,0058 0,0063 0,0065 0,0084 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0033 0,0040 0,0049 0,0059 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0033 0,0040 0,0048 0,0058 SE_19-SE_11 0,0017 0,0017 0,0017 0,0017 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0012 0,0012 0,0016 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0011 0,0005 0,0001 0,0001 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0002 0,0001 0,0000 0,0001 TOTAL 0,5607 0,5679 0,5737 0,5861

Tabla 4.28 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario F, con Ocaña

PERDIDAS TOTALES 0,59

MW

0,58 0,57 0,56 0,55 0,54 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña 171

4.4.6.3

Carga en las líneas de transmisión

LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 27,44 SE01-Secc(2) 21,35 22,27 22,56 25,64 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 21,05 20,61 20,15 19,67 Azogues(09)-Cañar(18) 18,27 18,04 17,80 17,54 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 15,98 16,29 16,57 16,99 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 13,91 14,51 14,70 16,65 P.Industrial(04)-Saucay(20) 13,44 13,44 13,45 13,45 Cuenca-Monay(03) 13,41 14,02 14,72 15,47 Cuenca-Monay(03)-1 13,03 13,62 14,30 15,03 Verdillo(06)-El Arenal(05) 12,59 13,03 13,47 13,89 Descanso-Azogues 11,00 10,78 10,55 10,29 Monay(03)-Turi(08) 10,32 14,03 14,80 15,64 El Arenal(05)-Turi(08) 10,31 7,94 8,45 9,00 OCAÑA-CAÑAR 8,26 8,26 8,25 8,25 Ocaña_Cañar 8,26 8,26 8,25 8,25 SE_07-SE_19 8,14 8,14 8,14 8,14 SE_19-SE_11 8,05 8,05 8,05 8,06 El_Arenal(05)-Lentag(14) 6,00 6,24 6,53 6,81 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,15 5,15 5,15 5,15 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 5,12 5,64 6,17 6,79 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 5,06 5,58 6,10 6,71 Cuenca-Ricaurte(07) 2,56 1,47 0,67 1,59 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 1,54 0,91 0,51 1,35 Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario F, con Ocaña

4.4.7

Escenario G

4.4.7.1

Voltaje

•

Voltaje mínimo VOLTAJES MINIMOS

AÑO

BARRA L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Lentag-69kV Secc-2 Centenario-6.3kV Centenario-22kV

2011

KV 6,06 21,33 21,33 66,97 21,36 6,12 21,47

P.U 0,961 0,969 0,969 0,971 0,971 0,972 0,976

2012

KV 6,04 21,27 21,27 66,87 21,31 6,13 21,49

P.U 0,958 0,967 0,967 0,969 0,969 0,972 0,977

2013

KV 6,02 21,21 21,21 66,72 21,25 6,10 21,43

P.U

2014

KV

0,955 0,964 0,964 0,967 0,966 0,969 0,974

5,99 21,14 21,14 66,59 21,18 6,11 21,41

P.U 0,951 0,961 0,961 0,965 0,963 0,970 0,973

Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña.

172

P.U

VOLTAJES MINIMOS 0,980 0,975 0,970 0,965 0,960 0,955 0,950 0,945 0,940 0,935

L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1 Lentag-69kV Secc-2 Centenario-6.3kV 2011

2012

2013

Centenario-22kV

2014

Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña. •

Voltaje máximo VOLTAJES MAXIMOS

AÑO

2011

BARRA Cañar-22kV Az-22kV Say-B3 Descanso-6.3kV Saucay-69kV Ricaurte-22kV Saymirin-22kV

KV 22,63 22,59 2,46 6,47 70,26 22,33 22,33

P.U 1,028 1,027 1,027 1,027 1,018 1,015 1,015

2012

KV

P.U

22,62 22,59 2,46 6,47 70,23 22,32 22,28

1,028 1,027 1,027 1,026 1,018 1,014 1,013

2013

KV 22,61 22,58 2,46 6,46 70,19 22,29 22,23

P.U 1,028 1,026 1,026 1,026 1,017 1,013 1,011

2014

KV

P.U

22,60 22,57 2,46 6,46 70,16 22,27 22,18

1,027 1,026 1,026 1,025 1,017 1,012 1,008

Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña.

VOLTAJES MAXIMOS

P.U

1,030 1,025

Cañar-22kV

1,020

Az-22kV

1,015

Say-B3

1,010

Descanso-6.3kV

1,005

Saucay-69kV

1,000

Ricaurte-22kV

0,995

Saymirin-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña.

173

4.4.7.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,2551 0,2553 0,2556 0,2558 Ocaña_Cañar 0,2025 0,2025 0,2024 0,2024 OCAÑA-CAÑAR 0,2025 0,2024 0,2024 0,2023 Verdillo(06)-Saymirín(10) 0,1804 0,1811 0,1819 0,1827 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,1342 0,1460 0,1600 0,1723 Cañar_Scay 0,1274 0,1218 0,1159 0,1101 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,1102 0,1205 0,1320 0,1447 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0911 0,0963 0,1093 0,1174 Verdillo(06)-Secc 0,0493 0,0540 0,0592 0,0649 Cuenca-Monay(03) 0,0470 0,0508 0,0574 0,0626 Cuenca-Monay(03)-1 0,0457 0,0494 0,0558 0,0609 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0414 0,0401 0,0388 0,0375 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0347 0,0349 0,0354 0,0356 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0329 0,0169 0,0211 0,0238 Monay(03)-Turi(08) 0,0329 0,0632 0,0741 0,0824 SE_07-SE_19 0,0193 0,0193 0,0193 0,0193 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0104 0,0124 0,0157 0,0186 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0104 0,0115 0,0132 0,0147 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0103 0,0123 0,0155 0,0184 SE01-Secc(2) 0,0092 0,0101 0,0110 0,0121 Descanso-Azogues 0,0079 0,0080 0,0081 0,0082 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0032 0,0025 0,0020 0,0014 SE_19-SE_11 0,0027 0,0027 0,0027 0,0027 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0013 0,0023 0,0037 0,0055 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 TOTAL 1,6637 1,7192 1,7974 1,8638

Tabla 4.32 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario G, con Ocaña

MW

PERDIDAS TOTALES 1,9 1,85 1,8 1,75 1,7 1,65 1,6 1,55 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña 174

4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 SE01-Secc(2) 62,19739 65,0792 68,16734 71,37286 Monay(03)-P.Centenario(02)1 61,25817 63,89237 66,8881 69,39796 Verdillo(06)-Secc 50,25849 52,58723 55,08275 57,67313 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,6126 35,68294 35,76136 35,84069 P.Industrial(04)-Saucay(20) 31,05849 31,06981 31,08558 31,09983 Cuenca-Monay(03) 28,85105 30,01462 31,89555 33,31562 Cuenca-Monay(03)-1 28,03503 29,16568 30,99339 32,37328 Verdillo(06)-El Arenal(05) 26,72813 27,48088 29,28129 30,33596 El Arenal(05)-Turi(08) 19,94379 14,32473 15,99886 17,0104 Monay(03)-Turi(08) 19,93101 27,58865 29,86164 31,4925 OCAÑA-CAÑAR 16,30077 16,29739 16,29373 16,29002 Ocaña_Cañar 16,30077 16,29739 16,29373 16,29002 Cañar_Scay 14,4079 14,05025 13,66123 13,26823 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 12,99601 12,67714 12,34917 12,00552 El_Arenal(05)-Lentag(14) 12,27749 12,83907 13,43169 14,06292 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 12,15664 12,79442 13,73559 14,49686 Azogues(09)-Cañar(18) 11,00485 11,10023 11,23099 11,33853 SE_07-SE_19 10,25669 10,25974 10,26379 10,26755 SE_19-SE_11 10,20308 10,20616 10,21025 10,21404 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 9,057823 9,874244 11,08018 12,0576 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 8,949367 9,755979 10,94745 11,91313 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 7,153231 6,162259 5,38873 4,38495 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,39467 7,127972 8,999106 10,96798 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,151619 5,153686 5,156566 5,159168 Descanso-Azogues 4,716295 4,670972 4,626005 4,574132 Cuenca-Ricaurte(07) 4,148899 5,754683 7,752972 9,610618 Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario G, con Ocaña

4.4.8

Escenario H

4.4.8.1 Voltaje •

Voltaje mínimo

175

VOLTAJES MINIMOS AÑO

2011

BARRA Say-B1 Say-B2 Sau-B2 Sau-B1 L.Cordero-6.3kV L.Cordero-22kV Secc-1

KV

P.U

2,25 2,25 3,99 4,05 6,17 21,57 21,57

2012

KV

P.U

2013

KV

P.U

2014

KV

P.U

0,936 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 0,936 2,25 0,936 2,24 0,935 2,23 0,930 0,960 3,99 0,960 3,99 0,960 3,99 0,959 0,974 4,05 0,974 4,05 0,974 4,05 0,973 0,979 6,16 0,978 6,15 0,977 6,08 0,965 0,980 21,55 0,979 21,53 0,978 21,37 0,971 0,980 21,55 0,979 21,53 0,978 21,37 0,971

Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña.

VOLTAJES MINIMOS 1,000

Say-B1

P.U

0,980

Say-B2

0,960

Sau-B2

0,940

Sau-B1

0,920

L.Cordero-6.3kV

0,900

L.Cordero-22kV 2011

2012

2013

Secc-1

2014

Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña. •

Voltaje máximo

VOLTAJES MAXIMOS AÑO

BARRA Cañar-22kV Descanso-6.3kV Say-B3 Az-22kV Turi-22kV Ricaurte-22kV Arenal-22kV

2011

KV 22,78 6,50 2,47 22,65 22,50 22,39 22,33

P.U 1,036 1,031 1,031 1,030 1,023 1,018 1,015

2012

KV 22,78 6,50 2,47 22,65 22,41 22,38 22,34

P.U 1,036 1,031 1,031 1,029 1,018 1,017 1,015

2013

KV 22,79 6,49 2,47 22,64 22,40 22,36 22,33

P.U

2014

KV

1,036 1,031 1,030 1,029 1,018 1,017 1,015

22,79 6,49 2,47 22,63 22,39 22,35 22,31

P.U 1,036 1,030 1,030 1,029 1,018 1,016 1,014

Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña.

176

P.U

VOLTAJES MAXIMOS 1,040 1,035 1,030 1,025 1,020 1,015 1,010 1,005 1,000

Cañar-22kV Descanso-6.3kV Say-B3 Az-22kV Turi-22kV Ricaurte-22kV Arenal-22kV 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña

4.4.8.2

Perdidas en las líneas

PERDIDAS EN LA LINEA DE TRANSMISION CON OCAÑA LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 Ocaña_Cañar 0,0502 0,0502 0,0502 OCAÑA-CAÑAR 0,0502 0,0502 0,0502 P.Industrial(04)-Saucay(20) 0,0475 0,0475 0,0476 Cañar_Scay 0,0394 0,0378 0,0361 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,0302 0,0295 0,0286 El_Arenal(05)-Lentag(14) 0,0264 0,0286 0,0312 Monay(03)-P.Centenario(02)1 0,0208 0,0226 0,0247 Verdillo(06)-El Arenal(05) 0,0185 0,0199 0,0214 SE_07-SE_19 0,0121 0,0121 0,0121 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 0,0111 0,0118 0,0124 Cuenca-Monay(03) 0,0106 0,0116 0,0127 Cuenca-Monay(03)-1 0,0103 0,0112 0,0123 Monay(03)-Turi(08) 0,0099 0,0178 0,0197 El Arenal(05)-Turi(08) 0,0099 0,0060 0,0067 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0089 0,0097 0,0100 Azogues(09)-Cañar(18) 0,0063 0,0065 0,0067 Verdillo(06)-Secc 0,0058 0,0063 0,0065 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 0,0051 0,0059 0,0068 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 0,0050 0,0058 0,0067 SE_19-SE_11 0,0017 0,0017 0,0017 Descanso-Azogues 0,0012 0,0012 0,0013 SE01-Secc(2) 0,0011 0,0012 0,0012 Cuenca-Ricaurte(07) 0,0010 0,0016 0,0024 P.Industrial(04)-Erco(27) 0,0009 0,0009 0,0009 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,0001 0,0002 0,0003 TOTAL 0,3841 0,3978 0,4104

2014 0,0502 0,0502 0,0476 0,0343 0,0278 0,0340 0,0269 0,0228 0,0121 0,0134 0,0140 0,0136 0,0218 0,0076 0,0128 0,0069 0,0084 0,0080 0,0079 0,0017 0,0013 0,0016 0,0035 0,0009 0,0005 0,4298

Tabla 4.36 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario H, con Ocaña 177

PERDIDAS TOTALES 0,44

MW

0,42 0,4 0,38 0,36 2011

2012

2013

2014

Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña

4.4.8.3 Carga en las líneas de transmisión LINEA DE TRANSMISION 2011 2012 2013 2014 Verdillo(06)-Saymirín(10) 35,00 35,03 35,06 35,08 Monay(03)-P.Centenario(02)1 24,11 25,16 26,26 27,45 P.Industrial(04)-Saucay(20) 23,63 23,66 23,64 23,63 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 21,37 20,82 20,20 19,57 SE01-Secc(2) 21,03 21,94 22,94 23,94 Verdillo(06)-Secc 17,00 17,73 18,54 19,34 OCAÑA-CAÑAR 13,85 13,84 13,84 13,85 Ocaña_Cañar 13,85 13,84 13,84 13,85 Verdillo(06)-El Arenal(05) 13,35 13,81 14,25 15,04 Cuenca-Monay(03) 12,99 13,59 14,29 14,94 Cañar_Scay 12,94 12,74 12,54 13,11 Cuenca-Monay(03)-1 12,62 13,21 13,88 14,51 Azogues(09)-Cañar(18) 12,59 12,69 12,80 11,62 SE_07-SE_19 10,25 10,25 10,25 10,25 SE_19-SE_11 10,19 10,20 10,20 10,19 Monay(03)-Turi(08) 9,51 13,19 13,96 14,57 El Arenal(05)-Turi(08) 9,50 7,12 7,62 7,85 Descanso-Azogues 7,10 7,10 7,11 6,25 El_Arenal(05)-Lentag(14) 5,99 6,24 6,52 6,81 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 5,56 4,95 4,25 5,05 P.Industrial(04)-Erco(27) 5,14 5,14 5,14 5,14 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 3,83 4,15 4,50 6,11 Cuenca - Verdillo(06) - 1T 3,63 4,12 4,64 4,63 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 3,59 4,07 4,58 4,58 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 3,00 2,91 2,83 5,38 Cuenca-Ricaurte(07) 1,08 2,07 3,15 1,42 Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario H, con Ocaña 178

4.5

RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA

4.5.1

Máxima tensión

En el análisis de los diferentes escenarios planteados tenemos que la máxima tensión se da en el escenario D, el cual evacua la energía de la central Saucay por la S/E 7, el valor máximo que se tiene es 1,04 P.U, que está dentro de los limites tolerantes %5. VOLTAJES MAXIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo A Say-B3 2,46 1,026 34,57 B Cañar-22kV 22,77 1,035 3,64 C Descanso-6.3kV 6,43 1,021 37,08 D Say-B3 2,50 1,040 35,68 E Say-B3 2,46 1,025 34,47 F Cañar-22kV 22,82 1,037 1,64 G Say-B3 2,46 1,027 34,31 H Cañar-22kV 22,75 1,034 0,02 Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña

4.5.2

Mínima tensión Los voltajes mínimos que se tiene en el escenario F y escenario E y escenario

C, se tienen niveles por debajo de los permitidos por la regulación y norma del 5%. Estos escenarios se presentan debido a que la central Saymirín está fuera de línea las unidades y no existe regulación de tensión en la barra, pero los transformadores de potencia se encuentran constantemente conectados debido a que la fase Saymirín 1-2 no tiene interruptor, solamente tiene cuchillas para sacar la línea del sistema. Aparte de los anteriores mencionados no existen niveles críticos de tensión que sobrepasen del 5% de tensión.

VOLTAJES MINIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo A L.Cordero-6.3kV 6,05 0,960 23,24 B Sau-B1 4,08 0,980 33,34 C Say-B2 2,28 0,949 -151,89 D L.Cordero-6.3kV 6,04 0,958 23,06 E Say-B2 2,27 0,946 -152,70 F Say-B1 2,25 0,935 -153,25 G L.Cordero-6.3kV 6,054 0,961 23,094 H Sau-B1 0,980 0,980 0,979 Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA 179

4.5.3

Perdidas en los transformadores.

Las pérdidas que se obtiene en los transformadores de todo el anillo de 69 KV de la EERCS, se detallan en la tabla 4.42, donde se suma a las pérdidas anteriores que se tenían los valores correspondientes a los transformadores de la central Hidroeléctrica Ocaña.

TRAFO MW MVAR T011 L.Cordero-22kV 0,0176 0,0089 T012 L.Cordero-22kV 0,0180 0,0089 T101 Saymirin-22kV 0,0102 0,0047 T102 Saymirin-22kV 0,0101 0,0047 T103 Saymirin-22kV 0,0060 0,0027 T104 Saymirin-22kV 0,0060 0,0027 T111 Say-69kV 0,0391 0,0189 T121 Descanso-22kV 0,0676 0,0437 T201 Saucay-69kV 0,0392 0,0183 T202 Saucay-69kV 0,0419 0,0185 T203 Saucay-69kV 0,0419 0,0185 TR_OCAÑA_1 OCAÑA 69 0,0427 0,0310 TR_OCAÑA_2 OCAÑA 69 0,0427 0,0310 T021 Centenario-22kV 0,0155 0,0275 T022 Centenario-22kV 0,0155 0,0275 T034 Monay-69kV 0,0739 0,0786 T035 Monay-69kV 0,0711 0,0488 T041 24MVA P.Industrial-69 0,0706 0,2056 T042 P.Industrial-69 0,0391 0,0588 T051 24MVA Arenal-69kV 0,0664 0,0209 T052 Arenal-69kV 0,0420 0,0489 T071 Ricaurte-69kV 0,0269 0,0500 T072 Ricaurte-69kV 0,0269 0,0500 T081 Turi-69kV 0,0318 0,0801 T091 Az-69kV- A 0,0116 0,0511 T122 Descanso-69kV 0,0155 0,0492 T123 Descanso-69kV 0,0145 0,0494 T141 Lentag-69kV 0,0339 0,0467 T181 Cañar-69kV 0,0343 0,0520 TOTAL 0,9725 1,1577 Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia 180

4.5.4

Máximas perdidas en las líneas de transmisión.

Las perdidas en los escenarios propuestos son diferentes debido a su carga de generación y de consumo, pero para poder hacer un análisis los escenarios siguientes tienen igualdad de condiciones de carga y generación.

Comparando el escenario A con el escenario D, el cual la única variante es que se tiene como la evacuación de la energía de la central de Saucay por la línea hacia la S/E 7 y no hacia la S/E 4 como se lo realiza normalmente, se puede ver que sube las perdidas en 227 KW/H, entonces uno de los motivo de que siempre la EERCS hace la transmisión de energía por la línea hacia la S/E 7.

Al comparar el escenario A es el que normalmente va a trabajar el anillo de 69 KV con el escenario G el cual se presenta cuando se construya la línea desde S/E Cañar hasta la S/E de Sinincay en el análisis se presenta que reduce las perdidas en 509 KW/H, por lo que es muy recomendable su construcción.

Los escenarios F y H que se analiza en carga mínima, hacen referencia antes y luego de la construcción de la línea de transmisión desde la S/E CAÑAR hasta la S/E Sinincay, presenta una reducción importante de pérdidas que llega a los 172 KW en horario de carga mínima, interpretando que es lo mínimo que se ahorrara al tener esta nueva línea de transmisión.

ESCENARIO

2011

A B C D E F G H

2,173 1,437 2,133 2,400 2,053 0,561 1,664 0,384

PERDIDAS MW 2012 2013 2,299 1,436 2,172 2,528 2,091 0,568 1,719 0,398

2,353 1,434 2,234 2,584 2,153 0,574 1,797 0,410

2014 2,394 1,435 2,284 2,628 2,202 0,586 1,864 0,430

Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña

181

En el escenario A donde esta las máximas potencias tanto de consumo como de generación, se realiza un análisis de perdidas tomando la ruta del flujo de potencia del la central hidroeléctrica Ocaña y obtenemos los resultados en la tabla 4.41, la cual indica como resultado que el 55,4% de las pérdidas se encuentran en las 5 líneas que se observan en la tabla 4.41 y es por donde precisamente se va a tener el flujo de potencia de la central hidroeléctrica Ocaña.

LINEA DE TRANSMISION Azogues(09)-Cañar(18) Ocaña_Cañar OCAÑA-CAÑAR Ricaurte(07)-El_Descanso(12) Descanso-Azogues TOTAL

2011 0,4783 0,2041 0,2041 0,1957 0,1223 1,204

2012 0,4641 0,204 0,2039 0,1883 0,1186 1,202

2013 0,4496 0,2038 0,2037 0,1806 0,1148 1,177

2014 0,4344 0,2036 0,2036 0,1729 0,1109 1,152

Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A

En el escenario G, donde menos perdidas se puede observar debido a la conducción directa desde la subestación Sinincay hasta la subestación cañar, se puede observar en la tabla 4.42 una reducción de pérdidas de hasta el 50 % con relación al escenario A

LINEA DE TRANSMISION Ocaña_Cañar OCAÑA-CAÑAR Cañar_Scay Ricaurte(07)-El_Descanso(12) Azogues(09)-Cañar(18) Descanso-Azogues TOTAL

2011 0,2025 0,2025 0,1274 0,0414 0,0347 0,0079 0,616

2012 0,2025 0,2024 0,1218 0,0401 0,0349 0,008 0,609

2013 0,2024 0,2024 0,1159 0,0388 0,0354 0,0081 0,603

2014 0,2024 0,2023 0,1101 0,0375 0,0356 0,0082 0,597

Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G

4.5.5

Inyección de potencia al sistema

La inyección de potencia que se toma desde el S.N.I, es variable y depende del escenario que se presente, en el caso de carga máxima de generación y consumo de alimentadores tenemos una dependencia de aproximada de 34 MW y 20 MVAR sumando el ingreso por las subestaciones Cuenca y Sinincay. 182

En el caso de potencias mínimas de generación en temporada lluviosa y mínima potencia en los alimentadores, se tiene que la potencia generada en Elecaustro e Hidroabanico abastecen a la región de la EERCS, y se tiene una inyección leve de potencia al S.N.I llega a las 12 MW, pero absorbe 3,41 desde la subestación de Sinincay.

En el escenario H, se tiene que la inyección de potencia neta tanto por la subestación Cuenca como por la Subestación de Sinincay llega a los 10,1 MW y 6,89 MVAR al S.N.I

En las tablas 4.41 y 4.42 se puede apreciar la inyección de potencia que se tiene en el anillo de 69 KV según el escenario que se plantee.

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MW) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014 CUE/69 21,13 25,69 31,21 36,01 A SCAY/69 12,78 14,35 16,57 18,39 CUE/69 -12,74 -10,49 -8,22 -5,47 B SCAY/69 3,41 4,36 5,36 6,36 CUE/69 28,95 33,01 38,53 43,34 C SCAY/69 16,93 18,03 20,26 22,08 CUE/69 16,98 21,55 27,07 31,87 D SCAY/69 17,15 18,71 20,94 22,76 CUE/69 26,57 31,14 36,66 41,47 E SCAY/69 17,57 19,13 21,36 23,18 CUE/69 15,33 17,62 19,84 22,68 F SCAY/69 10,83 11,79 12,74 13,78 CUE/69 29,57 33,91 39,17 43,71 G SCAY/69 3,36 5,17 7,68 9,78 CUE/69 -4,90 -2,76 -0,63 -0,47 H SCAY/69 -5,20 -4,13 -2,99 -3,57 Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con el aporte de Ocaña

183

INYECCION DE POTENCIA DESDE EL S.N.I (MVAR) ESCENARIO BARRA 2011 2012 2013 2014 CUE/69 18,92 19,32 20,49 21,22 A SCAY/69 5,19 5,55 6,28 6,87 CUE/69 11,08 11,16 11,50 12,58 B SCAY/69 1,45 1,62 1,85 2,34 CUE/69 20,18 20,72 21,92 22,68 C SCAY/69 6,12 6,57 7,32 7,93 CUE/69 18,13 18,53 19,70 20,44 D SCAY/69 6,98 7,35 8,08 8,68 CUE/69 19,78 20,20 21,40 22,15 E SCAY/69 6,38 6,75 7,50 8,11 CUE/69 0,22 0,38 0,75 1,61 F SCAY/69 2,56 2,73 2,98 3,62 CUE/70 13,90 14,37 15,62 16,42 G SCAY/70 6,63 7,03 7,80 8,43 CUE/71 7,18 7,30 7,69 8,26 H SCAY/71 1,90 2,06 2,29 2,43 Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con el aporte de Ocaña

4.6

4.6.1

Impactos económicos y técnicos

Impactos Técnicos

Dentro de los impactos técnicos que se tiene al incluir la central hidroeléctrica Ocaña en el anillo de 69 KV de la EERCS, tenemos los siguientes

4.6.1.1

Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar

Al ingresar en operación la central Hidroeléctrica Ocaña la zona que más se afectaría por su incidencia al inyectar reactivos a la barra de 69 KV, es la S/E de Cañar, esto debido a su cercanía, en la tabla 4.46 se puede ver escenario por escenario la variación de tensión en las barras de S/E Cañar, el nivel de tensión antes del ingreso de Ocaña no era malo se tenía cerca del 1.P.U, ahora con el ingreso de Ocaña sube hasta el 1,03 P.U lo cual se debe controlar con el ingreso de Ocaña no sobrepase el 1,05 P.U.

184

COMPARACION DE VOLTAJES AL INGRESAR OCAÑA AL ANILLO DE 69 KV Voltaje P.U ESCENARIO BARRRA 2011 2012 2013 20134 A con Ocaña A sin Ocaña B con Ocaña B sin Ocaña C con Ocaña C sin Ocaña D con Ocaña D sin Ocaña E con Ocaña E sin Ocaña F con Ocaña F sin Ocaña G con Ocaña G sin Ocaña

Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV Cañar-22kV Cañar-69kV

1,034 1,008 1,014 0,989 1,04 1,01 1,026 0,996 1,033 1,008 1,012 0,988 1,034 1,009 1,016 0,991 1,033 1,008 1,013 0,988 1,045 1,014 1,032 1,002 1,028 1,003 1,036 1,005

1,033 1,008 1,013 0,988 1,04 1,01 1,026 0,995 1,032 1,007 1,011 0,987 1,034 1,009 1,014 0,99 1,033 1,007 1,012 0,987 1,045 1,014 1,032 1,001 1,028 1,003 1,036 1,005

1,032 1,007 1,011 0,987 1,04 1,01 1,025 0,995 1,032 1,007 1,01 0,985 1,033 1,008 1,013 0,989 1,032 1,007 1,01 0,986 1,045 1,014 1,031 1,001 1,028 1,003 1,036 1,005

1,032 1,007 1,01 0,986 1,04 1,01 1,025 0,994 1,031 1,006 1,008 0,984 1,032 1,008 1,011 0,987 1,031 1,006 1,009 0,985 1,044 1,014 1,031 1 1,027 1,003 1,036 1,005

Tabla 4.46 Comparación de niveles de voltaje entes y luego del Ingreso de Ocaña En todos los escenario se puede observar una variación constante prácticamente de tensión al ingresar Ocaña que va del 0,98 P.U al 1,01 P.U, a nivel de 69KV, solamente en los escenarios donde se plantea la línea de transmisión desde la S/E Cañar _S/E Sinincay se observa que la tensión prácticamente se mantiene a 1 P.U

Este análisis se realizo tomando como voltaje en la barra de Ocaña con un valor de 1 P.U, 185

4.6.1.2

Análisis de voltajes en la barra de Ocaña

Al tener una barra tipo P-V, en la central hidroeléctrica Ocaña se puede variar el valor por unidad al cual se requiere tener la tensión en la barra de Ocaña, para este análisis se tiene que ver las repercusiones que va a tener cada uno de los escenarios planteados anteriormente.

En la tabla 4.47 se hace un análisis simulando en el DIGISILENT al variar el voltaje por unidad de la barra de 13,8 KV

Análisis de Voltaje P.U a trabajar en Ocaña reactivos Voltaje Cañar % Carga ESCENARIO P.U Ocaña 1 Ocaña2 V (P.U) ángulo trafo 1 -3,118 -0,500 1,0325 2,172 87,502 1,01 -2,180 -0,500 1,0378 2,062 86,263 1,02 -1,220 -0,500 1,0431 1,951 85,153 A 1,03 -0,238 -0,500 1,0483 1,840 84,176 -2,516 -1,500 1,0398 3,601 74,545 1 1,01 -1,562 -1,500 1,0450 3,472 73,307 B 1,02 -0,586 -1,500 1,0502 3,343 72,218 1 -2,087 -1,000 1,0219 2,096 87,276 1,01 -1,147 -1,000 1,0272 1,986 86,101 E 1,02 -0,184 -1,000 1,0325 1,875 85,055 1 -2,468 0,000 1,0440 1,582 88,215 1,01 -1,718 0,000 1,0479 1,491 86,555 F 1,02 -0,952 0,000 1,0519 1,401 85,195 1 -2,031 -0,500 1,0190 -1,790 87,076 1,01 -0,513 -0,500 1,0214 -1,822 85,874 1,02 1,037 -0,500 1,0239 -1,855 84,985 G 1,03 2,619 -0,500 1,0263 -1,888 84,421 -1,391 0,000 1,0353 -0,572 87,161 1 1,01 -0,342 0,000 1,0369 -0,599 85,838 1,02 0,729 0,000 1,0385 -0,627 85,101 H 1,03 1,821 0,000 1,0401 -0,655 84,964 Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña

Los resultados que se obtiene se puede observar que cuando se tiene una alta demanda de energía tanto en generación como en consumo de las subestaciones se puede trabajar en la barra de la central de Ocaña con 1,03 P.U, disminuyendo la 186

generación de reactivos en la central, pero en horario de mínima demanda tanto de los generadores como del consumo de los alimentadores en las subestaciones tenemos que máximo podemos trabajar con 1,02 P.U en la barra de Ocaña.

Debido a que se tiene estos cambios de carga durante el día, en la hora pico se ingresa con un valor de carga, pero a las 2 AM se tiene otro valor de carga es conveniente que Ocaña no trabaje más allá del 1,01 P.U en su barra.

Cuando exista la conexión directa desde la S/E Cañar_ S/E Sinincay se puede mejorar el valor P.U en la barra de Ocaña llegando hasta ser 1,03 P.U, donde el comportamiento del generador es con generación de potencia inductiva.

Mientras más alto es el valor P.U que trabaje la central Ocaña, mayor cantidad de reactivos está introduciendo al anillo de 69 KV, mientras menor sea el valor de P.U de la barra de Ocaña menor reactivos se introducen, hasta llega a tener valores negativos de reactivos.

4.6.1.3

Mayor potencia energético en la región

Antes del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña si había una falla en el sistema nacional interconectado o en caso de mantenimiento de la subestación Cuenca solamente a la ciudad de Cuenca alimentaba por los generadores de ElecAustro, pero no se tenía la capacidad en MW suficiente para mantener la generación durante todo un día normal por lo que se optaba por realizar mantenimientos de la Subestación Cuenca los días domingos a partir de las 2:00 am, pero ahora con el ingreso de la Subestación Sinincay que es otro punto de ingreso del S.N.I, y el ingreso de Ocaña se tiene mayor potencia de generación en caso de contingencias.

187

POTENCIA GENERADOR (MW) Desc-U1 4,20 Desc-U2 4,20 Desc-U3 4,20 Desc-U4 4,20 OCAÑA 1 13,00 OCAÑA 2 13,00 Sau-U1 4,00 Sau-U2 4,00 Sau-U3 8,00 Sau-U4 8,00 Say-U1 1,95 Say-U2 1,95 Say-U3 1,25 Say-U4 1,25 Say-U5 4,00 Say-U6 4,00 TOTAL 81,2 Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro.

El ingreso de la central hidroeléctrica hace que el nivel energético de generación de la región en su capacidad instalada suba un 47% adicional pasando de 55MW instalados a 81,1 MW

No contamos con la energía que se suministra de la central hidroeléctrica HIDROABANICO, debido a que ingresa al sistema Interconectado a nivel de tensión de 138 KV y en la subestación Cuenca es donde baja a nivel de 69 KV.

4.6.1.4

Flujos de potencia

Al transportar energía desde la central hidroeléctrica Ocaña hasta la subestación de cañar donde es que se une al anillo de 69 KV, y luego repartir por las líneas de transmisión a las cargas en los distintos alimentadores de la EERCS, se tiene un aumento en las potencias que fluyen en los flujos de potencia En la siguiente una tabla comparativa:

188

COMPRARACION DE FLUJOS DE POTENCIA Escenario Escenario Escenario LINEA DE TRANSMISION A A G Sin Ocaña Con Ocaña Con Ocaña Cuenca-Monay(03) 22,976 22,099 22,582 Cuenca-Monay(03)-1 22,326 21,474 21,943 Monay(03)-Turi(08) 16,430 14,803 15,657 El Arenal(05)-Turi(08) 16,394 14,774 15,624 Cuenca - Verdillo(06) - 2T 9,601 5,986 7,917 Cuenca-Ricaurte(07) 9,573 -6,307 2,093 SE_19-SE_11 7,961 7,961 0,000 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 6,797 15,707 10,957 Azogues(09)-Cañar(18) 6,778 -18,309 -4,881 Verdillo(06)-Saymirín(10) 6,268 6,268 6,268 Verdillo(06)-P.Industrial(04) 0,762 0,762 0,762 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,207 25,188 11,874 Cañar_Sinincay 0,000 0,000 -13,748 OCAÑA-CAÑAR 0,000 12,955 -12,757 Ocaña_Cañar 0,000 -12,755 12,956 Verdillo(06)-P.Industrial(04) -2,447 -11,331 -6,598 P.Industrial(04)-Erco(27) -2,818 -2,818 -2,818 El_Arenal(05)-Lentag(14) -6,459 -6,459 -6,459 Monay(03)-P.Centenario(02)1 -6,676 -6,676 -6,676 SE01-Secc(2) -6,789 -6,789 7,961 Verdillo(06)-Secc -6,799 -6,799 -6,799 Descanso-Azogues -7,097 17,990 4,561 SE_07-SE_19 -7,939 -7,939 0,000 Cuenca - Verdillo(06) - 1T -9,703 -6,052 -8,003 Verdillo(06)-El Arenal(05) -21,651 -23,265 -22,417 P.Industrial(04)-Saucay(20) -23,622 -23,622 -23,622 Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos de potencia, antes y después de Ocaña

Filtrando los resultados se obtiene un incremento en líneas de transmisión puntuales debido al ingreso de Ocaña a inyectar potencia al sistema, donde el signo indica el sentido del flujo de potencia.

189

VARIACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA, AL INGRESAR OCAÑA Escenario Escenario Escenario A A G Sin Con Con LINEA DE TRANSMISION Ocaña Ocaña Ocaña Cuenca-Ricaurte(07) 9,573 -6,307 2,093 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 6,797 15,707 10,957 Azogues(09)-Cañar(18) 6,778 -18,309 -4,881 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,207 25,188 11,874 Cañar_Scay 0,000 0,000 -13,748 OCAÑA-CAÑAR 0,000 12,955 -12,757 Ocaña_Cañar 0,000 -12,755 12,956 Verdillo(06)-P.Industrial(04) -2,447 -11,331 -6,598 Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña

Como es natural sube el flujo de potencia por donde circula la energía hacia el centro de carga más grande que tiene la cuidad como lo es el Parque Industrial, las líneas expuestas en la tabla 4.50 es por donde fluirá la potencia de Ocaña.

4.6.1.5

Aumento de perdidas

Al aumentar los flujos de potencias por las líneas tenemos un aumento de perdidas, por cuanto el aumento de pérdidas es un punto que se asume al entrar en línea la central Ocaña, en el siguiente grafico podemos apreciar la diferencia en cuanto a perdidas cuando entre en operación la central.

En principio hasta que se construya la línea de transmisión desde S/E Cañar hasta la S/E de Sinincay se va a tener perdidas mayores por el ingreso de Ocaña que va a llegar 2,173 MW en horas de máxima demanda, subiendo en caso de presentarse una evacuación de la energía de Saucay por la línea hacia la S/E 7 hasta 2,4 MW.

190

COMPARACION DE PERDIDAS 2011 2012 2013 ESCENARIO AÑO Con Ocaña 2,173 2,299 2,353 Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 A DIFERENCIA 1,032 1,084 1,039 Con Ocaña 1,437 1,436 1,434 Sin Ocaña 0,522 0,539 0,557 B DIFERENCIA 0,915 0,897 0,878 Con Ocaña 2,133 2,172 2,234 Sin Ocaña 1,052 1,133 1,241 C DIFERENCIA 1,081 1,038 0,993 Con Ocaña 2,400 2,528 2,584 Sin Ocaña 1,328 1,403 1,504 D DIFERENCIA 1,072 1,125 1,080 Con Ocaña 2,053 2,091 2,153 Sin Ocaña 0,956 1,037 1,144 E DIFERENCIA 1,097 1,055 1,009 Con Ocaña 0,561 0,568 0,574 Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 F DIFERENCIA 0,325 0,315 0,304 Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay 1,664 1,719 1,797 G Diferencia 0,523 0,504 0,484 Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay 0,384 0,398 0,410 H Diferencia 0,148 0,144 0,140 Tabla 4.51 tabla comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego del ingreso de Ocaña

2014 2,394 1,401 0,992 1,435 0,577 0,858 2,284 1,338 0,946 2,628 1,594 1,033 2,202 1,240 0,962 0,586 0,294 0,292 1,401 1,864 0,462 0,294 0,430 0,136

191

COMPARACION DE PERDIDAS EN LOS DIFERENTES ESCENARIOS 2,173

2,133

2,221 2,053 1,664

1,437 1,141 1,032

1,328 1,0521,081 0,915

0,522

0,893

1,141

1,097 0,956 0,561

0,325 0,236

Fig. 4.41

0,523 0,384 0,236 0,148

Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña

192

Al tener el ingreso de la línea de transmisión S/E Cañar_ S/E Sinincay se va a tener una disminución importante de las pérdidas bajando a 1,664 MW por el ingreso de Ocaña, de ahí la importancia de la construcción de la línea de transmisión que será una evacuación directa de la energía producida por Ocaña.

En la grafica 4.47 se observa el camino por donde recorre la potencia generada de Ocaña en los flujos de potencia inicialmente

Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña.

4.6.2

4.6.2.1

Impactos económicos

Costos por perdidas

Los costos del aumento de pérdidas en las líneas se deben asumir de la siguiente manera:

193

•

Desde la central hidroeléctrica Ocaña hasta la subestación Cañar es asumida por

ElecAustro, aproximadamente 408 KW a plena carga y en el escenario F, que es temporada de estiaje dando una carga de 13 MW se tiene una pérdida de 104 kw •

Desde que ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, la empresa eléctrica regional

centro sur debe asumir Las perdidas y la manera de distribución de la energía en la región.

Con un costo promedio de venta de $ 0,05855 el KW/H, el cual es el valor al que vende Elecaustro la energía eléctrica, se obtiene los costos por concepto de pérdidas en las líneas. En la tabla 4.52 se observa los resultados.

Los costos con la leyenda diferencia en la tabla 5.51 es la que se asume en cada uno de los escenarios por ingreso de la operación al anillo de 69 KV de la EERCS, dentro de estas pérdidas van difererenciadas , las que son por transmisión de energía la asume Elecaustro, y las que son por flujo para distribución de energía las asume la EERCS.

194

COMPARACION DE COSTOS POR PERDIDAS costo diario

costo anual

AÑO Con Ocaña escenario A 3054,3 1114829,8 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 DIFERENCIA 1450,8 529529,2 Con Ocaña escenario B 2019,4 737081,2 Sin Ocaña escenario B 733,9 267869,6 DIFERENCIA 1285,5 469211,6 Con Ocaña escenario C 2997,2 1093974,6 Sin Ocaña escenario C 1478,6 539671,5 DIFERENCIA 1518,6 554303,0 Con Ocaña escenario D 3121,0 1139174,1 Sin Ocaña escenario D 1866,1 681123,3 DIFERENCIA 1254,9 458050,7 Con Ocaña escenario E 2885,1 1053053,6 Sin Ocaña escenario E 1343,9 490527,4 DIFERENCIA 1541,2 562526,2 Con Ocaña escenario F 788,1 287642,2 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 DIFERENCIA 456,6 166643,7 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay escenario G 2338,2 853445,2 Diferencia 734,6 268144,5 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay escenario H 539,8 197041,1 Diferencia 208,3 76042,6 Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas. Fuente: autor.

Los costos que representa a Elecaustro la transportación desde Ocaña hasta Cañar en el escenario de máxima carga, se tiene en la tabla 4.53

Perdidas por transmisión de energía de Ocaña MW (perdidas) Costo de venta Perdidas en $ diario Perdidas en $ anual 0,4082818 0,058559 573,81 209439,11

Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía

195

El costo indicado en la tabla 4.53 subiría al doble si la línea de Ocaña no fuera de doble terna, sino una línea simple, por tanto los costos por conceptos de perdidas subirían al doble.

4.6.2.2

Reducción de costos en generación térmica

Al ingresar la central hidroeléctrica dentro de los parámetros que maneja la empresa tiene previsto

a un costo de una central térmica de producción de 12

KWH/galón, equivalentes a un ahorro estimado por año de 13,9 MM USD. Con un factor de planta de 0,9 y una producción anual de 203.099 MWH/año.

Estos valores son en beneficio de país debido a que esta central hidroeléctrica viene a remplazar a centrales termoeléctricas ineficientes que reducirán su producción o en su defecto tendrán que ir saliendo de operación comercial como vaya avanzando la construcción de proyectos hidroeléctricos y de otro tipo de energía renovable.

La central del descanso que es la única que genera energía térmica comercialmente en la ciudad de Cuenca y la venta se la realiza a una empresa de distribución como lo es la EERCS, produce un promedio de 58.000 MWH/AÑO y su costo de producción es de 17 KWH/galón que difiere mucho de otras empresas generadoras del país.

4.6.3

Impactos Sociales

Desde la construcción de la central hidroeléctrica Ocaña, hasta la finalización y durante la operación de la central se tendrá impactos sociales a las comunidades pertenecientes a la región donde se la construye, entre estos impactos podemos enumerarlos como

4.6.3.1

Construcción de carreteros.

196

Uno de los primeros beneficios sociales que trajo la construcción de la central Hidroeléctrica Ocaña es la apertura de nuevos carreteros, se construyeron 2 carreteros. •

Un carretero que va desde la zona de Javín-San Antonio.Cañar. cercano al río Cañar. En esta área se abrió una carretera que servirá de entrada a la ventana tres del túnel. La vía tiene una extensión de 2.700 metros

•

Desde la bocatoma se abrió otro carretero hasta la casa de maquinas con una longitud de 2400 metros

Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña.

La construcción de carreteros y el mantenimiento que va a dar la empresa Elecaustro da beneficios a los campesinos para poder sacar productos agrícolas de difícil acceso anteriormente.

4.6.3.2

Inyección económica a la región.

El proyecto hidroeléctrico durante su etapa de construcción se dieron cerca de 420 plazas para personal (directo e indirecto) no especializado de la zona del Proyecto 197

durante 28 meses, que aproximadamente dura la obra, además una inyección de 500 mil dólares mensuales para la construcción del proyecto.

4.6.3.3

capacitación a la personas de la zona.

La empresa consiente del manejo ecológico que se debe tener en proyectos de generación hidroeléctricos se hizo una socialización del proyecto y además capacitación en manejos ambientales para la región, se dieron la siguiente capacitación: •

Capacitación en escuelas sobre medio ambiente a 300 niños.

•

Capacitación a padres de familia sobre manejo de desechos sólidos, cuidado de suelos y agua a 1700 personas.

•

Jornadas médicas con atención a niños de escuelas de Quilloac, San Rafael en la zona alta del proyecto y de Javín, San Antonio, Ocaña en la zona baja del proyecto.

Figura. 4.45 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la central Ocaña 198

4.6.3.4

Disminución del caudal del rio Cañar

Debido al represamiento del rio Cañar para tomar el agua y conducirla hasta el tanque de presión y luego bajar por una tubería de aproximadamente 3 km de distancia, se tiene como impacto social la disminución del caudal, pero para mitigar este impacto ambiental Elecaustro contribuye con un caudal ecológico, el cual es el 10% del caudal total del rio, esto hace que nunca se sequen los ríos de la región, además ayuda a controlar las crecidas de los ríos el tanque de presión ubicado en la bocatoma de la central. Pero como consecuencia negativa. El agua que sale de las turbinas no tiene prácticamente sedimento. Esto puede resultar en la erosión de las márgenes de los ríos 4.6.3.5

Reproducción de especies marítimas

La reproducción de los peces se da normalmente en las partes torrentosas y aguas arriba donde generalmente viven, para lo cual al tener un azud los peces no pueden volver a reproducirse, pero dentro de las especificaciones del impacto ambiental se realiza la construcción de una escalera de peces, la cual permite ascender a los mismos. En el grafico 4.55 podemos verlo.

Figura. 4.46 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña

199

CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES.

•

En la evaluación de flujos de potencia se tuvieron un total de 45 nodos en el anillo de 69KV a evaluar, por lo que esta cantidad de barras solamente con un programa de computación se puede realizar el análisis respectivo, para esto se utilizo el DIgSILENT que tiene grandes bondades tanto graficas como de manejo de datos y distintos tipos de escenarios que se plantearon.

•

La generación desde la central Hidroabanico no es un aporte relevante para el estudio de flujos de potencia en el presente tema de estudio, esto debido a que ingresa a una tensión de 138 KV a la Subestación Cuenca y luego se la baja a 69 KV para ingresar al anillo de la EERCS, por lo que se puede tomar como un aporte del S.I.N.

•

En el análisis de flujos de potencia antes del ingreso de la central hidroeléctrica de Ocaña se puede observar que las perdidas dentro del anillo de la EERCS incluido los generadores de Elecaustro se tiene menores perdidas, esto se debe a que la potencia de la central Hidroeléctrica Ocaña no fluye por el anillo de 69KV, sino ingresa por la subestación Cuenca o por la subestación Sinincay como energía desde el S.N.I

•

La energía que ingresaba a través del S.N.I eran mayores antes del ingreso de la central Hidroeléctrica Ocaña, esto conllevaba que las perdidas por transmisión de energía las asuma TRANSELECTRIC, al ser la empresa de transmisión de energía, pero un detalle que se debe tomar en cuenta es que el ingreso de energía a través de TRANSELECTRIC es a un nivel de tensión 200

de 138 KV, mientras que la central hidroeléctrica Ocaña es a un nivel de tensión de 69 KV, por tanto las perdidas suben dado que a 138 KV circulara menor Corriente que a 69 KV. •

Las perdidas I2.R en el caso de la transmisión de la energía desde Ocaña son asumidas en partes según sea donde se localicen, si están desde la central Ocaña hasta la Subestación Cañar las asume Elecaustro, pero una vez que ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, los asume la empresa eléctrica regional centro sur y sea el caso cada empresa vera por mejorar las perdidas técnicas que se tiene en los conductores.

•

La empresa Elecaustro con el fin de reducir las pérdidas emplea una línea de transmisión de doble terna, esto debido a que circulara menor corriente por cada línea y por ende las perdidas I2.R serán menores. Si fuera solamente una línea estaría en condiciones de transportar la energía, pero con el inconveniente de perdidas alrededor de los 800 KW/H a plena carga la central de Ocaña, pero como se hizo ubicar una línea de transmisión de doble terna las perdidas bajan a la mitad, que están en el orden de los 400 KW/H a plena carga

•

De la misma manera la EERCS con el afán de disminuir las perdidas en las líneas, debería construir una línea de transmisión directa desde la subestación Cañar hasta la Subestación Sinincay. Esta línea en el presente análisis determina que se disminuyan aproximadamente 487 KW a plena carga en temporada lluviosa, además ayuda a mejorar los niveles de tensión y ser más estables al variar la potencia de los generadores .

•

Otro impacto que se tiene un mejoramiento en niveles de tensión en las subestaciones cercanas al proyecto hidroeléctrico Ocaña, como es la subestación Cañar debido a que los generadores tiene la misión de regular 201

tensión en función del control de reactivos en la línea a través del AVR(Regulador automático de tensión), pero se debe tener cuidado el valor en por unidad que se fije en Ocaña al momento de empezar su operación, esto debido que puede afectar a la subestación de Cañar con una tensión más allá del 1,05 P.U. •

Para bajar el nivel de tensión de la subestación de cañar a nivel de 22KV, la cual es la más sensible al entrar en operación la central Hidroeléctrica Ocaña, se puede cambiar la posición del tap el que actualmente se encuentra en la posición 2 del transformador a la posición 3.

•

Un impacto negativo para la zona donde se desenvuelve el proyecto hidroeléctrico como lo es hacia la parte de la costa sector la troncal, es que no se mejoran los niveles de tensión en las líneas ni el servicio, además que toda la energía generada se la transmite hacia la ciudad de Cuenca la cual consume en su totalidad por la EERCS

•

Al ingresar a pruebas de funcionamiento a partir del mes de enero del año 2012, y luego de esto en operación comercial de energía, debemos tener claro el funcionamiento del AVR, el cual va a trabajar la barra de Ocaña a un nivel estimado por unidad de tensión, este nivel optimo que se pudo deducir en el estudio es 1,01 P.U Esto no involucra que las demás barras no suba en demasía la tensión cuando la carga se baja, o en su defecto que baje mas allá de lo permitido cuando este la central y la carga de subestaciones en máxima potencia. Todo esto antes de ingresar la línea de transmisión S/E Cañar-S/E Sinincay.

•

Cuando se tenga la línea de transmisión desde S/E Cañar-S/E Sinincay, puede variar este nivel de tensión por unidad debido que es más estable los niveles de tensión, puede subir a un 1,02 % sin afectación de las demás barras del anillo de la EERCS. 202

•

Como conclusión final en el transcurso de la realización del presente proyecto se han enriquecido los conocimientos en cuanto al manejo del programa DIgSILENT, el cual es usado por la EERCS para análisis de flujos de potencia y coordinación de protecciones, además otras empresas a nivel nacional las usan para el modelado sea de sus sistemas de distribución o transmisión por lo que en esta época donde la utilización de programas para el modelado se vuelve imprescindible para el análisis y diseño del ingeniero eléctrico.

RECOMENDACIONES. •

Se recomienda la compra de la licencia del programa DIgSILENT power factory para que la Empresa Elecaustro realice sus análisis de flujos de potencia como de coordinación de protecciones para las nuevas subestaciones que se van ir instalando debido a los proyectos de generación hidroeléctrica y eólica que tiene la empresa como lo son Saymirín V, proyecto SoldadoYanuncay, proyecto Eólico Minas de Huscachaca, y la segunda fase de Ocaña. •

Como recomendación que se hace es que se construya la línea de transmisión planteada por la EERCS, desde la subestación Cañar hasta la subestación Sinincay, que al transmitir de una manera directa la energía hacia se va a tener menores perdidas y mejoramiento de los niveles de tensión en lugares donde estaba muy crítico.

•

En los flujos de potencia se tiene que la subestación de Monay el Tr3 tiene una sobrecarga del transformador en horas pico, por lo que se recomienda ampliar la capacidad de la subestación con otro transformador en paralelo.

203

•

Se recomienda no mantener conectados los transformadores de potencia de la Subestación

de

Saymirín

1_2

debido

a

que

producen

perdidas

constantemente, pudiéndose evitar especialmente en temporada de estiaje que su promedio de funcionamiento son de 3 a 4 horas diarias y el resto del día permanecen consumiendo energía.

•

Se recomienda repotenciar la central Hidroeléctrica Saymirín, debido a que se encuentra completando su vida útil y el nivel de tensión no es el óptimo para transmisión de energía, ya que en los flujos de potencia obtenidos se tienen valores por debajo del 0,95 P.U en algunos escenarios planteados.

•

La Subestación #1 que el nivel de transmisión de energía es a 22KV y el nivel de distribución es a 6,3 KV al correr flujos de potencia se tienen niveles bajos de tensión, es recomendable cambiar por niveles más altos de tensión para transmisión y distribución de tensión.

•

Se recomienda que cuando se construya el proyecto Ocaña 2, hacer un análisis de costos al fin de pensar la transmisión de la energía sea a un nivel de tensión de 138 KV, debido a las menores perdidas en las líneas que se pueden presentar y mayor capacidad de la misma línea de Ocaña hasta la S/E Cañar.

•

Las empresas Elecaustro y EERCS, deberían coordinar los niveles de tensión P.U a trabajar la central hidroeléctrica Ocaña, antes de empezar las pruebas de funcionamiento con el fin de no tener tensiones muy altas en la S/E Cañar debido a un exceso de generación de reactivos.

204

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•

http://www.bce.fin.ec/documentos/PublicacionesNotas/Catalogo/Cuestiones/ XXIV-II-05Aviles.pdf

206

ANEXOS

207

Anexo 1.

Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur (EERCS)

208

Anexo 2.

Diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la EERCS, incluida la central Ocaña.

209

ANEXOS DIGITALES. • Anexo 3. Resultado de los voltajes en los nodos antes del ingreso de la central Ocaña • Anexo 4. Resultado de flujos de potencia de cada línea de transmisión antes del ingreso de la central Ocaña. • Anexo 5. Resultado de voltajes en los nodos luego del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña. • Anexo 6. Resultados de flujo de potencia de cada línea de transmisión, luego del ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña.

210