FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/7496/1/CD-5615.pdfNosotros, Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis Enrique Sánchez Velarde, declaramos

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

ANÁLISIS DE LOS PUNTOS ÓPTIMOS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN TÉRMICA E HIDRÁULICA AL SISTEMA ELÉCTRICO

DE LA EEQ

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

LUIS ENRIQUE SÁNCHEZ VELARDE

[email protected]

EDGAR ARTURO BONILLA PAUCAR

[email protected]

DIRECTOR: Msc. LUIS ELÍAS TAPIA CAL OPIÑA

[email protected]

Quito, junio 2014

I

DECLARACIÓN

Nosotros, Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis Enrique Sánchez Velarde, declaramos bajo

juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente

presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las

referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por

la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional

vigente.

_________________________ __________________________

Edgar Arturo Bonilla Paucar Luis Enrique Sánchez Velarde

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis

Enrique Sánchez Velarde, bajo mi supervisión.

_________________________

Msc. Luis Tapia

DIRECTOR DE PROYECTO

III

AGRADECIMIENTOS

Agradecimiento infinito a mis padres por su apoyo incondicional y por ser un

ejemplo en mi vida.

A mi hermana y cuñado, Silvia y Xavier que me apoyaron y acogieron en su hogar.

Al Ing. Luis Tapia por colaborar y guiarnos en el desarrollo de este proyecto de

titulación.

A mi compañero Edgar Bonilla por toda la colaboración y esfuerzo dedicado a este

trabajo.

A los ingenieros Ismael Valdivieso y Medardo Castillo del Departamento de

Planificación de la EEQ por su valiosa colaboración en el proyecto.

Luis

IV

A la Escuela Politécnica Nacional por darme la oportunidad de formarme en ella.

A mi familia por su respaldo y sacrificio gracias a los cuales se concluyó este

trabajo.

De manera especial al ingeniero Luis Tapia Director de este proyecto por

brindarnos su conocimiento, guía y apoyo.

A mi compañero en este proyecto Luis Sánchez.

A la EEQ y su personal, en especial al Ingeniero Medardo Castillo por

proporcionarnos su valiosa ayuda.

Al personal de Transelectric, Termopichicha, CONELEC por su ayuda prestada.

A todos mis amigos y compañeros que conocí en esta gran universidad.

Edgar

V

DEDICATORIA

A mis padres Fidel y Marcia

A mis hermanos Silvia, Mayra, Bladimir

A mis sobrinos, Jhonny, Estefano, Paul y Elizabeth

LUIS

VI

A mi madre, hermana y a la

memoria de mi padre

A todas a aquellas personas que de una

u otra forma han pasado por mi vida

EDGAR

VII

CONTENIDO

DECLARACIÓN............................................................................................................................................I

CERTIFICACIÓN..........................................................................................................................................II

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................III

DEDICATORIA........................................................................................................................................... V

CONTENIDO ........................................................................................................................................... VII

RESUMEN .............................................................................................................................................. XII

PRESENTACIÓN ...................................................................................................................................... XV

CAPITULO 1...............................................................................................................................................1

1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................1

1.1 SITUACIÓNACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ ..................................................................... 1

1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10MW] ................................................................................ 3

1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 3

1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 4

1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO.............................................................................................. 6

1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas ......................................................................................... 6

1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO .............................................................................................. 7

1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ....................................................................................... 7

1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia............................................................. 7

1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50MW].................................................................................... 8

1.3.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 8

1.3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 9

1.3.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 11

1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 11

1.3.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 12

1.3.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 12

1.3.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia........................................................... 12

1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50MW] ................................................................................... 13

1.4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................. 13

1.4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ................................................................................... 14

1.4.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 16

1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 16

VIII

1.4.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 17


1.4.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia........................................................... 18

1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40MW].............................................................................................. 19

1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL................................................................................................. 19

1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO..................................................................................... 19

1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO ..................................................................................... 20


1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación................................................................................... 21

CAPÍTULO 2.............................................................................................................................................22

2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.......................................................................................................22

2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................... 23

2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDADEL SISTEMADE LA EEQ........... 24

2.2.1 ASPECTOS GENERALES.............................................................................................................. 24

2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES................................................................................................. 25

2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓNDE LA DEMANDA ........................................................... 28

2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL................................................................................... 28

2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados ............................................................................................... 31

2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón ........................................................................................................ 32

2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ ...................................................... 33

2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDADEL SEQ............................................................................................. 35

2.4.1 Recopilación de información técnica ........................................................................................ 35

2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA........................................................................ 36

2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ ............................................... 37

2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales de generación... 38

2.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS.................................................................................................................. 45

CAPÍTULO 3.............................................................................................................................................47

3 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ..........................................................................47

3.1 MODELACIÓNDE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .................................................................. 47

3.1.1 MODELO DE ADMITANCIA DE NODO ....................................................................................... 49

3.1.2 MODELO DE IMPEDANCIA DE BARRA....................................................................................... 50

3.2 POWER FACTORY DE DIGSILENT COMO SIMULADORDE SEP ............................................................. 54

3.2.1 MODULO DE FLUJO DE POTENCIA ............................................................................................ 54

3.2.2 MODULO DE CORTOCIRCUITO.................................................................................................. 56

IX

3.2.3 MODULO DE PROTECCIONES.................................................................................................... 57

3.2.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA ........................................................................................... 57

3.2.5 ELEMENTOS QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA.............................. 57

3.2.5.1 Barras o Nodos............................................................................................................................... 57

3.2.5.2 Líneas de Transmisión .................................................................................................................... 58

3.2.5.3 Transformadores............................................................................................................................ 58

3.2.5.4 Generadores................................................................................................................................... 59

3.3 MODELACIÓNDEL SEQ CON POWER FACTORY DE DIGSILENT............................................................ 59

3.3.1 DATOS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL SEQ ........................................................... 59

3.3.1.1 Líneas de subtransmisión ............................................................................................................... 60

3.3.1.2 Centrales de generación................................................................................................................. 63

3.3.1.3 Transformadores de potencia ........................................................................................................ 65

3.4 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA ................................................................................................... 67

3.4.1 EQUIPAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES................................................................................. 68

CAPITULO 4.............................................................................................................................................72

4 ESTUDIO DE LA RUTA PARA LA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................................72

4.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO ELÉCTRICO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................ 72

4.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN................................ 73

4.1.1.1 Capacidad Máxima de Transmisión de Potencia ............................................................................ 73

4.1.1.2 Pérdidas en Líneas De Transmisión ................................................................................................ 75

4.1.2 ASPECTOS ECONÓMICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ......................... 78

4.1.2.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO...................................................................................... 78

4.1.2.2 ESTRUCTURAS DE SOPORTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................ 79

4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA ..................................................................................................... 80

4.3 UBICACIÓNDE LAS SUBESTACIONES .................................................................................................. 81

4.3.1 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL TÉRMICA PERUCHO..... 81

4.3.2 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES HIDRÁULICAS QUIJOS

BAEZA 83

4.4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN

HIDROELÉCTRICAS QUIJOS BAEZA ............................................................................................................. 85

4.4.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E EL INGA ..................................... 85

4.4.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 85

4.4.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 86

4.4.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 87

4.4.1.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 88

4.4.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E TABABELA ................................. 90

X




4.4.2.4 Análisis de Contingencia................................................................................................................. 93

4.4.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA ................................ 96




4.4.3.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 99

4.5 ESTUDIO TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN

TÉRMICA .................................................................................................................................................... 102

4.5.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E SAN ANTONIO ..................... 102

4.5.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 102

4.5.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 104

4.5.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 104

4.5.1.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 105

4.5.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E ZÁMBIZA.............................. 107





4.5.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – NUEVA CUMBAYÁ ..................... 113





4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS................................................................................................................ 118

4.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ............................................................................................... 118

4.6.2 CENTRAL TÉRMICA.................................................................................................................. 119

CAPITULO 5...........................................................................................................................................121

5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVA ................................................................................121

5.1 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA EVALUACIÓNDE PROYECTOS DE INVERSIÓN........................... 121

5.1.1 MÉTODO DEL VALOR ACTUAL NETO VAN ............................................................................ 121

5.1.2 MÉTODO DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................................................ 122

5.1.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN..................................................................... 123

5.1.4 ESTRUCTURA DEL FLUJO DE FONDOS..................................................................................... 123

XI

5.1.4.1 Consideraciones para la simulación del flujo de fondos .............................................................. 124

5.2 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA QUIJOS – EL INGA...................................................................... 124

5.2.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 124

5.2.1.1 Costos de inversión ...................................................................................................................... 125

5.2.1.2 Datos para el Flujo de fondos....................................................................................................... 126

5.2.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 126

5.3 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA PERUCHO – SAN ANTONIO ....................................................... 130

5.3.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 130

5.3.1.1 Costos de Inversión ...................................................................................................................... 130

5.3.1.2 Datos para el flujo de fondos ....................................................................................................... 131

5.3.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 131

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................................................................135

4.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 135

4.2 RECOMENDACIONES........................................................................................................................ 137

XII

RESUMEN

El desarrollo del país está relacionado directamente con la matriz energética, esta

constituye una buena aproximación para cuantificar el crecimiento de su

economía. Ecuador cuenta con un gran potencial de recursos energéticos

renovables como el solar y el hídrico, también posee recursos no renovables como

el petróleo que es el principal combustible.

Debido al continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país y

con el fin de abastecer este servicio es necesario la implementación de nuevas

centrales de generación, por lo que, se realizan estudios para el desarrollo de

proyectos de generación eléctrica a nivel nacional.

En este contexto, la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) desarrolla un proyecto de

generación hidroeléctrica, -Central Hidroeléctrica Victoria- y CELEC EP dos

centrales que operarán en cascada Quijos y Baeza, por otra parte, la Unidad de

Negocio Termopichincha estudia la posibilidad de construir una central térmica en

la parroquia Perucho, esto con el fin de proveer a los consumidores un servicio

continuo y de calidad.

Por lo antes mencionado, se requiere de un estudio tanto técnico como financiero

con el fin de establecer el punto de conexión en el sistema de las nuevas centrales

de generación que se mencionaron anteriormente.

Para el efecto, haciendo uso del programa de estudios eléctricos Power Factory

de DigSilent, se realiza el análisis de flujos de potencia el cual permitirá

determinar, de entre las siguientes alternativas: subestaciones El Inga, Vicentina y

Tababela para recibir la generación hidráulica y subestaciones San Antonio,

Nueva Cumbayá y Zámbiza para la generación térmica, cual es la mejor opción.

En este contexto, de manera preliminar se determinó la posible ruta de cada una

de las alternativas de conexión, se calculó el conductor económico y se obtuvieron

los parámetros eléctricos necesarios para realizar los estudios eléctricos.

XIII

Mediante el análisis de flujos de potencia y contingencias en el sistema del área

de influencia de las centrales se definió cuál de las alternativas es la indicada para

recibir la energía producida.

El análisis financiero abarca la valoración de costos para la construcción de la

línea de transmisión hacia la subestación seleccionada en el estudio técnico como

punto de conexión.

Los resultados obtenidos del estudio eléctrico se complementan con el análisis

financiero para determinar los costos de operación e inversión que se generarán

con la puesta en operación del proyecto de transmisión.

De los estudios eléctricos realizados y con la inclusión de las centrales hidráulicas

al sistema se comprobó que las tres alternativas eran aptas para recibir la

generación ya que la capacidad de sus transformadores no se veía afectada por la

potencia adicional, por la falta de espacio físico la subestación Vicentina fue

descartada ya que la implementación de una nueva bahía significaría gastos

adicionales.

Por otra parte, la subestación Tababela, dado que se conecta a un ramal radial del

sistema, ante una contingencia dejaría fuera de servicio a las centrales de

generación por lo que técnicamente no conviene conectar la generación en este

punto.

En este sentido, se determinó que la subestación El Inga al ser el punto central del

sistema de 500 kV y al estar conectada en una configuración en anillo al sistema

de la EEQ presenta una alta confiabilidad y además que físicamente es posible

implementar una bahía para recibir la potencia generada, por esta razón,

técnicamente es factible transmitir la energía producida en las centrales Quijo-

Baeza hacia esta subestación.

Del estudio económico se comprobó que la puesta en operación del sistema de

transmisión Quijos – El Inga es económicamente factible.

XIV

Al simular la inclusión de la central térmica en las diferentes subestaciones que se

tenían como opción se eligió a la subestación San Antonio, si bien todas las

opciones tienen la capacidad de recibir la generación, la cercanía de esta

subestación con la central térmica juega a su favor ya que presenta menores

pérdidas de energía y el monto de inversión para construir el sistema de

transmisión es menor en comparación con las otras opciones.

Cabe mencionar que la subestación San Antonio tiene previsto en un futuro

cercano alimentar al parque industrial Calacalí y a la planta de tratamiento de

aguas servidas San Antonio cargas que se beneficiarían de tener continuidad en el

servicio eléctrico.

XV

PRESENTACIÓN

El capítulo 1 tiene como principal tema la descripción actual del sistema eléctrico

de la Empresa Eléctrica Quito, seguido de lo cual se da a conocer la ubicación,

implantación general del proyecto y las características técnicas de los equipos que

se instalarán en las centrales de generación que son objeto de estudio en el

presente trabajo.

En el capítulo 2 con la utilización de métodos estadísticos se realiza la proyección

de la demanda de todas las subestaciones del sistema eléctrico de la EEQ así

como del sistema en su totalidad.

En el capítulo 3 con el uso del programa Power Factory de DIgSILENT, usando los

datos proporcionados por la EEQ y los resultados obtenidos de la proyección de la

demanda se modela el sistema eléctrico y se realiza estudios de flujos de potencia

para conocer la situación operativa de los elementos que conforman el sistema.

En el capítulo 4 se propone una ruta preliminar de las líneas de transmisión desde

las centrales de generación hacia cada una de las subestaciones consideradas

como puntos de conexión, seguido se realiza estudios de flujos de potencia y

análisis de contingencias con la inclusión de las nuevas centrales de generación.

El capítulo 5 muestra el desarrollo del estudio financiero, de la alternativa

seleccionada en el estudio técnico realizado en el capítulo 4 como idónea para la

conexión de las centrales.

En el capítulo 6 finalmente se dan a conocer las conclusiones y recomendaciones

del trabajo realizado.

1

CAPITULO 1

1 INTRODUCCIÓN

1.1 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ

La Empresa Eléctrica Quito EEQ en calidad de distribuidora de energía se encarga

de proveer a Quito y al área de concesión, otorgada por el Consejo Nacional de

Electricidad -CONELEC-, el servicio de electricidad.

El área concesión de la EEQ alcanza una extensión de 14971 km2 que

corresponde a los siguientes cantones: Quito, Rumiñahui, Mejía, Cayambe, San

Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y Puerto Quito en la provincia de

Pichincha, Quijos y El Chaco en la Provincia del Napo, García Moreno en la

Provincia de Imbabura y CLIRSEN en la Provincia de Cotopaxi.

Para abastecer la potencia requerida por el Sistema Eléctrico de la EEQ -SEQ-

esta tiene siete centrales de generación propias de las cuales 5 son hidráulicas y 2

térmicas, las que se describen a continuación:

Tabla 1 Generadores propiedad de la EEQ

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

NOMBREP INSTALADA Vn (conexión al SEQ)

[MW] [kV]

Cumbayá 40 46

Nayón 30 46

Guangopolo 20 46

Pasochoa 4.5 46

Chillos 1.8 22.8

CENTRALES TÉRMICAS

Gualberto Hernández 34.2 13.2

Luluncoto 9 46

En el sistema eléctrico de la EEQ existen clientes denominados autogeneradores

que se conectan al sistema, entre estos tenemos:

2

La Calera, con 2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la

subestación Machachi; la central Sillunchi de 0.4 MW se conecta al alimentador

primario B de la subestación Machachi; la central HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de

capacidad instalada que se conecta a nivel de 22.8 kV con el circuito primario C-

Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario: Papallacta-Baeza-

Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E Equinoccial

13.8/22.8 KV para alimentar al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabi de 2.7 MW

se conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central EMAAPQ-Noroccidente de

0.250 MW, se conecta en 6.3 kV al circuito primario A-15; Uravia de 0.95 MW se

conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche.

Por otro lado, la EEQ compra energía al Mercado Eléctrico Mayorista, por lo que

dispone de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en la S/E

Santa Rosa: 3 a 138 kV y una en 46 kV; 2 en la S/E Vicentina: uno a 138 KV y uno

a 46 kV; en la S/E Pomasqui existen 2 puntos en 138 kV, 1 punto a 138 kV en la

S/E 23 Conocoto y en la S/E Guangopolo se dispone de 1 punto adicional a

138/13.2 kV.

Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 kV S/E S.

Rosa S/E E. Espejo S/E S. Alegre de la EEQ, una es en el lado primario del

transformador de 138/46 kV, 45/60/75 MVA de la EEQ y la entrega en 46 kV es en

el lado secundario del transformador de 138/46 kV, 45/60/75 MVA de

Transelectric. En la S/E Vicentina la entrega es una en el lado primario del

transformador de 138/46 kV, 60/80/100 MVA de EEQ y una en el lado de 46 kV del

trafo de 138/46 kV, 12/37/48 MVA, de Transelectric. En la S/E Pomasqui de

TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a 138 kV S/E Pomasqui_T S/E

Pomasqui_EEQ, en la S/E 23 Conocoto una en el lado primario de su

transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV.

Para distribuir la energía entregada por el SNT en su sistema de 138 kV, dispone

de 4 subestaciones a 138/23 kV: S/E 59 E. Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E 18

Cristianía y S/E 23 Conocoto; y en su sistema de 46 kV dispone de la subestación

3

Selva Alegre 138/46 kV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46

kV, 60/80/100 MVA.

El SEQ, a diciembre 2012, dispone de 32 subestaciones de distribución y 41

transformadores en servicio, de los cuales: 8 transformadores son de 138/22.8 kV,

10 transformadores de 46/22.8 kV, 1 transformador de 46/22/13.2 kV, 1

transformador de 46/22/6.3 kV, 1 de 46/13.2 kV y 21 transformadores de 46/6.3

kV, con una capacidad instalada total de: 606.25 MVA en “OA”, 801.85 MVA en

“FA” y 887.5 MVA en “FOA”.

Estas subestaciones están alimentadas por 221.5 km de líneas a 46 kV y 72.2 km

a 138 kV de subtransmisión; y, para distribuir la energía en las diferentes zonas de

servicio, dispone de 171 circuitos de distribución primaria a 22.8 kV, 6.3 kV y 13.2

kV, de los cuales 10 circuitos son expresos del sistema de transporte TROLEBUS;

la longitud de las redes de MV (Medio Voltaje) alcanza los 7113.3 km.

Se ha instalado 32323 transformadores y 2041.4 MVA en redes de distribución;

así como 6429.4 kilómetros de redes secundarias; 418078 acometidas y 849325

medidores, entre monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4536 están

instalados en medio voltaje y 6 en alto voltaje; todo orientado a disponer de un

sistema eléctrico de alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad

del servicio a sus clientes, sin restricciones.

1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10 MW]

1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO

El Proyecto Hidroeléctrico Victoria, actualmente en construcción se desarrolla en

la Provincia de Napo a 90 km al sureste de la ciudad de Quito y a 17 km de

Papallacta, se desarrolla en las coordenadas 831558 E 9954254 N sitio de la toma

y 832606 E 9956592 N lugar de la casa de máquinas, como se muestra en la

Figura 1.

4

1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

El proyecto utiliza el recurso hídrico de la cuenca del rio Victoria el cual consiste

en captar las aguas del mencionado río a través de un conjunto de obras que

inician a 2790 m.s.n.m. con la toma de fondo para luego mediante un túnel de

conducción, desarenador, tanque de presión y tubería de presión llegar hasta la

casa de máquinas a 2335 m.s.n.m.

A partir de la salida de la toma se despliega el túnel de conducción con una

longitud de 1156 metros y sección tipo baúl de 3 x 3 metros, el cual llega hasta la

entrada del desarenador.

Figura 1 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Victoria

El desarenador consta de dos cámaras de 40 metros de longitud, 2.5 metros de

ancho y 4.5 metros de profundidad, éste a su vez, a través de dos vertederos, se

conecta con el túnel de carga.

5

Aguas abajo se encuentra la tubería de presión que parte del túnel de carga hacia

la casa de máquinas, la longitud de esta tubería es de 1508 metros con un

diámetro interno de 1 metro y espesores variables entre 10 y 20 milímetros.

A continuación se presentan los caudales medio y 90 % probable en la toma, para

cada uno de los meses del año, en el período 1965-1997, período seleccionado

para el análisis, por cuanto el año 1964 está incompleto.

Tabla 2 Caudal medio y 90% del rio Victoria

MESCAUDAL

MEDIO (m3/s)

CAUDAL 90%

(m3/s)

Enero 1.72 0.88

Febrero 1.71 0.97

Marzo 2.03 1.11

Abril 2.14 1.31

Mayo 2.44 1.42

Junio 2.98 1.62

Julio 3.15 1.77

Agosto 2.59 1.60

Septiembre 2.15 1.42

Octubre 1.84 1.16

Noviembre 1.79 1.14

Diciembre 1.66 1.00

Los caudales turbinados serán restituidos al rio Papallacta a través de un canal de

hormigón de 2 metros de ancho esto sin afectar el nivel del caudal de este rio ya

que el rio Victoria es afluente del Papallacta, la implantación general del proyecto

se muestra en la Figura 2.

6

Figura 2 Implantación general del Proyecto Victoria

1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO

1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas

La casa de máquinas alojará dos turbinas de tipo Pelton de eje horizontal las

cuales proporcionarán una potencia mínima al eje de 5100 kW cada una y con una

eficiencia que será mayor o igual a 89%. Operando bajo los parámetros

establecidos en el diseño, con un caudal de 2.74 m3/s y una caída bruta de 448.06

metros, la velocidad nominal se encuentra en un rango entre 720 rpm a 900 rpm.

7

1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO

1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores

En el proyecto se instalarán dos unidades generadoras que serán sincrónicas de

polos salientes de eje horizontal con una potencia nominal de 5.9 MVA, cuyos

parámetros se indican en la Tabla 3.

Tabla 3 Especificaciones Técnicas de Generadores Central Victoria

PARÁMETROS

POTENCIA NOMINAL 5900 kVA

FACTOR DE POTENCIA 0,85 (AT)

FRECUENCIA 60 [Hz]

VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]

CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA

LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %

FORMA DE ONDA DE VOLTAJESINUSOID

AL

Velocidad sincrónica 900 rpm

Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%

Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%

Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia subtransitoria de eje

directo (X"q/X"d)1,3

Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV

Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2

1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia

El transformador de elevación que se instalará en la central Victoria tendrá los

siguientes parámetros:

Tabla 4 Especificaciones Técnicas de Transformadores Central Victoria

PARÁMETROS

Potencia nominal 12 MVA

Clase de enfriamiento ONAN

Frecuencia 60 [Hz]

Voltaje H 22,8 [kV]

Voltaje X 13,8 [kV]

Tipo Trifásico

8

Grupo de conexión Dyn

Cambiador de Derivaciones

Bajo voltaje Ninguna

Alto voltaje SI

Tipo Manual

Rango ± 2 %

Pasos 2,5 %

Impedancia 8 %

Eficiencia mínima 99.5 %

1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50 MW]


El proyecto Hidroeléctrico Quijos de 50 MW de capacidad instalada, en

construcción desde febrero de 2012, se encuentra ubicado a 80 km al sureste de

la ciudad de Quito y se desarrollará en el tramo comprendido entre la población de

Cuyuja y la confluencia de los ríos Quijos y Papallacta, su entrada en operación

será para el año 2016.

Las obras de captación se encuentran localizadas en las coordenadas 9952065 N

837439 E y 9950130 N 832277 E, correspondientes a los ríos Papallacta y Quijos

respectivamente. La casa de máquinas está ubicada a 9952065 N 831768 E, en la

Figura 3 se muestra la ubicación geográfica de la central.

El principal acceso al proyecto se hace por la carretera Quito – Lago Agrio, de esta

vía principal, en la población de Cuyuja se desprende un camino que cruza el río

Papallacta que finalmente a través de varios ramales llegan a los diferentes puntos

del proyecto.

9

Figura 3 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Quijos


El proyecto consiste en captar las aguas de los ríos Papallacta y Quijos mediante

un conjunto de obras tales como azud de derivación, captación lateral,

desarenadores, etc.

Las obras de captación en el rio Quijos se encuentran localizadas a 8 km de la

confluencia de este río con el Papallacta a 2323 m.s.n.m., éstas consisten en un

azud de derivación de 25 metros de ancho, un desarenador del tipo subterráneo

con una sola cámara de 90 metros de longitud, 6 metros de ancho y una

profundidad de 8 metros.

Por otro lado, la toma del rio Papallacta se encuentra ubicada a 2323 m.s.n.m.,

esta consiste en un azud de derivación de 30 metros de ancho, un desarenador de

dos cámaras cada una con 58,5 metros de longitud, 5,5 metros de ancho y 5

metros de profundidad.

10

La conducción de las aguas captadas desde los dos ríos hasta la casa de

máquinas se lo realizará a través de dos túneles de conducción, uno desde el río

Quijos con una longitud de 2373 metros y otro desde el Papallacta con 2392

metros de longitud, los cuales se unen y forman un túnel común de 4522 metros

hasta llegar a la casa de máquinas, mismo que tendrá un diámetro interno de 3

metros.

La chimenea de equilibrio se conecta al túnel principal a 1194 metros antes del

portal de salida, es del tipo orificio restringido, de 9 metros de diámetro y 39

metros de altura. El tanque, que se conecta al túnel de presión, hasta la casa de

máquinas de tipo superficial ubicada a 2040 m.s.n.m.

De acuerdo con el escenario más probable del desarrollo del suministro de agua a

la ciudad de Quito la transferencia de agua esperada y el flujo promedio anual

variarán en el tiempo como se muestra la Tabla 5.

Tabla 5 Caudales promedio ríos Papallacta y Quijos

PeriodoMáximo flujo transferido

(m3/s)

Flujo promedio anual (m3/s)

Río Papallacta Río Quijos Total

Sin transferencia 21,4 13,2 34,6

2001 2008 3,37 18,0 13,1 31,1

2009 2015 4,67 16,8 13,1 29,9

2016 en adelante 12,69 13,2 10,1 23,3

A la salida de la casa de máquinas se construirá un canal de hormigón rectangular

de 4 metros de ancho, el mismo que servirá para la restitución de las aguas

turbinadas, las cuales serán devueltas al rio Quijos en la confluencia con el río

Papallacta.

11

Figura 4 Implantación general del Proyecto Quijos


1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas

Con un caudal de 22 m3/s y una caída bruta de 286 metros la casa de máquinas

alojará tres turbinas de tipo Francis, de eje vertical, de 17 MW cada una de las

cuales permitirá producir 50 MW en su máxima capacidad con el distribuidor

abierto al cien por ciento, operando en este punto la eficiencia esperada es del

91,5 %.

La velocidad nominal de rotación de las turbinas será de 720 rpm y la máxima

velocidad de embalamiento esperada es de 1.200 rpm (166,6%). La velocidad

crítica del conjunto total de partes rotantes de la unidad deberá ser como mínimo

un 20% mayor que la máxima velocidad de embalamiento.

12



Los tres generadores que se conectaran con las turbinas serán sincrónicos de eje

vertical y se conectarán a un banco de tres transformadores monofásicos que

elevan el voltaje de 13,8 a 138 kV.

Tabla 6 Especificaciones técnicas de generadores Central Quijos

PARÁMETROS

POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA

FACTOR DE POTENCIA 0,9 (ATRASO)

FRECUENCIA 60 [Hz]




FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL

Velocidad sincrónica 720 min 1



Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia

subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)1,3




De acuerdo con los estudios de conexión y la evaluación técnico - económica

realizada para la configuración de la conexión de la central, se seleccionó un

banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6 MVA, 13.8-138/ 3 kV,

enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de 55.8 MVA.

El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes

deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las

normas ANSI e IEC.

13

Tabla 7 Especificaciones técnicas de transformadores Central Quijos

PARÁMETROS

Potencia nominal 18.6 MVA

Clase de enfriamiento ONAF

Frecuencia 60 [Hz]

Voltaje H 138/ 3 [kV]

Voltaje X 13,8 [kV]

Tipo Trifásico

Grupo de conexión Yd5



Alto voltaje SI

Tipo Manual

Rango ± 2

Pasos 2,5 %

Impedancia 8,35 %


1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50 MW]


El proyecto, se encuentra en etapa de planificación y se espera entre en operación

para el año 2016, está ubicado en las derivaciones de la Cordillera Oriental de Los

Andes en la cuenca del río Quijos, la toma se encuentra en las coordenadas

9'951.892 N 837.610,54 E y la casa de máquinas estará localizada en los puntos

georeferenciados 9'950.037,18 N 844.068,39 E.

La principal vía de acceso al proyecto es la carretera Quito – Baeza

aproximadamente en el km 105 de esta vía.

14

Figura 5 Localización de Proyecto Hidroeléctrico Baeza


La producción de energía en el Proyecto Baeza se lo hará mediante el

aprovechamiento de los caudales turbinados del Proyecto Hidroeléctrico Quijos,

del que toma las aguas a la salida de la casa de máquinas a 2043 m.s.n.m.

Las obras de captación están constituidas por un dique de derivación, rejillas,

desripiador y sedimentador, prosiguiendo con la construcción, se ha diseñado una

estructura que permitirá que las aguas turbinadas en la central Quijos sean

conducidas al rio Papallacta en el posible caso de que la central Baeza se

encuentre fuera de operación, por lo que, se han previsto los respectivos

vertederos de control y compuertas de lavado.

El pozo de captación de la Central Baeza tiene un diámetro interno de 3 m, un

espesor de 30 cm revestido de hormigón armado y una profundidad de 41 m lo

15

que le da una altura de seguridad suficiente en el cruce bajo el cauce del Río

Papallacta.

El túnel de carga tiene una sección de excavación tipo baúl, de 3.5 m de diámetro

interior, revestido completamente con hormigón de 35 cm de espesor y 7 484 m de

longitud, hasta la base de la chimenea de equilibrio.

Se ha previsto una ventana de acceso mediante un túnel de 215.50 m de longitud,

sección tipo baúl, con un diámetro de 5.60 metros, que servirá para el desalojo de

los materiales provenientes de la excavación del túnel de carga y de la chimenea

de equilibrio.

La chimenea de equilibrio es de 58 m de altura, sección cilíndrica, de 9 m de

diámetro interno, totalmente revestida con hormigón de 90 cm de espesor.

La tubería de presión, que es de sección circular de 3 m de diámetro interior, está

constituida por dos tramos, el uno vertical con una altura de 187.50 m y el otro un

tramo horizontal final de 724 m de longitud hasta la entrada a casa de máquinas.

Antes de la llegada a la casa de máquinas, la tubería de presión se reduce a 2.5 m

y posteriormente a 2.0 y 1.5 m hasta la llegada a las válvulas de guardia tipo

mariposa.

La casa de máquinas tiene 46.70 m de longitud, 21.70 m de ancho y 24.85 m de

altura en la zona del puente grúa. Está parcialmente enterrada desde la cota

1806.80 m.s.n.m hasta el sector más bajo de la cimentación de la casa de

máquinas, en la cota 1793.80 m.s.n.m.

En la figura 6 se puede observar la implantación del proyecto.

16

Figura 6 Implantación general del Proyecto Baeza


1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas

Las tres turbinas hidráulicas serán del tipo Francis, de eje vertical, provistas con

rodetes fundidos en acero inoxidable, con su cámara espiral y su tubo de

aspiración de construcción soldada en acero laminado.

Las características hidráulicas de la conducción se determinaron asumiendo,

como condición de diseño, un caudal nominal de 22 m3/s, el cual podrá ser

aprovechado en la casa de máquinas cuando operen simultáneamente las tres

unidades. Para esta condición de operación se ha determinado un coeficiente total

de pérdidas en la conducción igual a 0.023468, con lo cual se obtiene un valor

total de pérdidas hidráulicas de 11,4 metros y un salto neto de 272,1 metros.

17

Haciendo uso de estos valores de salto neto y de caudal para determinar la

potencia nominal de las unidades y la capacidad total instalada de la central, se

obtendrá una potencia activa total, en bornes de salida de los transformadores, de

52.083 kW, valor superior al que ha sido establecido como criterio básico de

diseño de la central y que corresponde a 50.000 kW.

Por lo tanto, la capacidad instalada de la central se determinó en 50.000 kW,

considerando los respectivos valores nominales de eficiencia adoptados para las

turbinas (91,5%), los generadores (97,5%) y los transformadores de potencia

(99,5%), y un factor de potencia para los generadores de 0,90.



Las características nominales, de construcción y pruebas de las tres unidades de

generación están de acuerdo con las normas: "American National Standard

Institute" (ANSI), "International Electro-technical Commission" (IEC), "Institute of

Electrical and Electronic Engineers, Inc."(IEEE), "The National Electrical

Manufacturers Association" (NEMA), y "Verband Deutscher Elektrotechniker"

(VDE).

Cada generador tendrá las siguientes características nominales:

Tabla 8 Especificaciones técnicas de generadores Central Baeza

PARÁMETROS

POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA


FRECUENCIA 60 [Hz]








18






De acuerdo con los estudios realizados para la configuración de la conexión de la

central, se seleccionó un banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6

MVA, 13.8-138/ 3 kV, enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de

55.8 MVA.

El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes

deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las

normas ANSI e IEC y tendrán las siguientes características nominales:

Tabla 9 Especificaciones técnicas de transformadores Central Baeza

PARÁMETROS

Potencia nominal 18.6 MVA


Frecuencia 60 [Hz]

Voltaje H 138/ 3 [kV]

Voltaje X 13.8 [kV]

Tipo Trifásico

Grupo de conexión Yd5



Alto voltaje SI

Tipo Manual

Rango ± 2

Pasos 2.5 %

Impedancia 8.35 %


19

1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40 MW]

1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL

La Central Térmica, actualmente en planificación, se encontrará ubicada a unos 25

km al norte de la ciudad de Quito a una altura de 1900 m.s.n.m., frente a la

población de Perucho en el cantón Quito se espera su entrada para el año 2016.

Figura 7 Localización de la Central Térmica

1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO

Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de

energía eléctrica a partir de calor. Este calor puede obtenerse tanto de

combustibles fósiles (petróleo, gas natural o carbón) como de la fisión

nuclear del uranio u otro combustible nuclear o del sol como las solares

termoeléctricas.

Lugar delProyecto Termoeléctrico

20

La Central Térmica a implementarse en la parroquia de Perucho utilizará motores

de combustión interna como fuerza motriz, éstos estarán acoplados a los

generadores para producir energía eléctrica.

La potencia de la central se obtendrá de 5 motores de 8.7 MW cada uno, utilizarán

combustible fuel oil N°6 para operación normal y para el arranque y paradas diesel

oil N° 2, operan a una velocidad de 720 rpm con una eficiencia del 30%.

1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO


Los 5 generadores eléctricos serán sincrónicos, de polos salientes, de eje

horizontal con una potencia activa de 8119 kW cada uno, dando en total una

potencia instalada de 40.6 MW operando en conjunto todas la máquinas, el

rendimiento será de 192.1 gr/kWh con combustible de valor calórico bajo de 42700

kJ/kg.

Las características técnicas se detallan a continuación:

Tabla 10 Especificaciones técnicas de generadores Central Térmica

PARÁMETROS

POTENCIA NOMINAL 8119 kW


FRECUENCIA 60 [Hz]











21

1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación

La subestación es de tipo aislada en aire, consta de dos transformadores de 33

MVA de 13.8/138 kV, para la medición de protección de este transformador se

utilizará TC con una relación de transformación de 1500/5A en el lado de 13,8 kV y

500/5A en el lado de 46 kV.

Tabla 11 Especificaciones técnicas de transformadores Central Térmica

PARÁMETROS

Potencia nominal 33 MVA


Frecuencia 60 [Hz]

Voltaje H 138 [kV]

Voltaje X 13,8 [kV]

Tipo Trifásico

Grupo de conexión Dyn1



Alto voltaje SI

Tipo Manual

Rango ± 2,5 %

Pasos 5

Impedancia 10 %


22

CAPÍTULO 2

2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

La proyección de la demanda de potencia y energía es un aspecto fundamental

para la toma de decisiones operativas y estratégicas, que permite realizar una

planificación adecuada del suministro de la energía eléctrica para determinar una

expansión ordenada con base en el sistema presente, que satisfaga futuras

demandas.

El pronóstico de la demanda se realiza para horizontes de corto, mediano y largo

plazo. El corto plazo corresponde al periodo en el cual se desarrolla un plan para

la ejecución de construcciones en el presente y con un horizonte de hasta dos

años, que asegure que el equipo requerido este operativo en el momento previsto.

El mediano plazo corresponde al pronóstico mensual con un horizonte de hasta

cinco años a partir de la demanda histórica de electricidad, y la predicción de

algunas variables explicativas como el crecimiento de la economía.

Finalmente, el largo plazo abarca un horizonte de hasta quince años; la predicción

de la demanda en el largo plazo es usada para la planeación y expansión del

sistema, lo que permite estimar el desarrollo del mismo y el momento en el que se

debe ampliar la cobertura con la instalación de nuevos equipos o la repotenciación

de los ya existentes, con el fin de elaborar un completo plan de inversiones.

Con la finalidad de realizar una proyección óptima de la demanda, es necesario

conocer de manera acertada el comportamiento de la misma en un sistema, un

aspecto importante que se debe conocer es la segmentación del consumo por tipo

de clientes que ayuda a determinar la conducta que cada sector tendrá en el

futuro. En la Figura 8 se detalla la composición del área de concesión de la EEQ.

23

Figura 8 Composición del consumo de energía del SEQ

2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA

Demanda

Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo

previamente establecido. Los valores instantáneos tienen un interés limitado a

condiciones transitorias en el análisis de un sistema de distribución, lo que

realmente interesa para dimensionarlo, dado el tiempo asociado, es la demanda.

Los intervalos de demanda normalmente utilizados son: 5, 15, 30, 60 minutos,

siendo de 15 el más usual.

Demanda máxima

Es la mayor demanda de potencia ocurrida en el sistema o en la parte que

interesa de él en el periodo considerado, denominada también demanda o carga

pico.

Potencia

Físicamente es la transferencia de energía por unidad de tiempo, es el trabajo

necesario para mover cargas eléctricas a través de un circuito, se mide

Residencial;38,47%

Comercial;23,59%

Industrial;28%

Alumbradopublico;5,50%

Otros;4,44%

24

generalmente en vatios [W], que equivale a la potencia necesaria para realizar 1

julio de trabajo por segundo.

Energía Eléctrica

Se denomina energía eléctrica a la forma de energía que resulta de la existencia

de una diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite establecer una

corriente eléctrica entre ambos, cuando se los pone en contacto por medio de un

conductor eléctrico, y obtener trabajo.

Factor de Potencia

Se define factor de potencia, f.p., de un circuito de corriente alterna, como la

relación entre la potencia activa, P, y la potencia aparente, da una medida de la

capacidad de una carga de absorber potencia activa.

2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA

DEMANDA DEL SISTEMA DE LA EEQ

2.2.1 ASPECTOS GENERALES

La proyección anual de la demanda de energía y potencia máxima del sistema

eléctrico, se la realiza para escenarios optimista, probable y pesimista, toma en

cuenta los siguientes aspectos:

Diagnóstico actual de las condiciones del Sistema Eléctrico de la EEQ, que

incluyen factores como: carga eléctrica existente, análisis y sistematización

de la información técnica de las cargas eléctricas horarias de los circuitos

primarios, de las subestaciones de distribución y sus respectivos factores

de potencia, de la potencia y energía suministradas al SEQ por el Sistema

Nacional Interconectado (SNI), en los puntos de conexión con el Sistema

Nacional de Transmisión (SNT), así como, por las centrales eléctricas de la

EEQ y los generadores privados que están conectados a nivel de las redes

25

de medio voltaje, equipamiento existentes en las subestaciones de

distribución.

Los equipamientos en las subestaciones de distribución que están en

proceso de implementarse.

La incorporación de nuevas cargas eléctricas grandes y las transferencias

de carga eléctrica que se hayan dado o deban darse a futuro.

Análisis de las series históricas correspondientes utilizando modelos

estadísticos estándar, la determinación de las funciones matemáticas

correspondientes y/o las tasas de crecimiento mensual o anual de las

subestaciones de distribución.

2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

La metodología seguida por la EEQ para realizar el pronóstico de la demanda

eléctrica según el instructivo, se enfatizará lo que involucre al pronóstico anual de

la demanda eléctrica del sistema, para lo que se tomará en cuenta el siguiente

procedimiento:

a. Disponer de la información técnica de cargas eléctricas horarias del suministro

del SNT en los puntos de conexión con el SEQ, de la producción de energía y

potencia de las centrales de la EEQ y de la generación privada que se entrega

en las redes de media tensión de la EEQ, del año pasado, para obtener la

potencia máxima anual activa y reactiva del suministro total al sistema eléctrico

de la EEQ, calcular el factor de potencia correspondientes, así como, en cada

punto de conexión con el SNT, obtener las potencias activa y reactiva

correspondientes, también, de las centrales propias y de los generadores

privados que están conectados a las redes de media tensión de la EEQ.

b. Realizar el análisis estadístico del abastecimiento mensual y anual de la

potencia y energía al sistema de potencia de la EEQ correspondiente y obtener

las funciones matemáticas existentes o las tasas de crecimiento anual

correspondientes, luego de lo cual, realizar los pronósticos mensual y anual de

los próximos 10 años para los escenarios: optimista, pesimista y probable.

26

c. Similar al punto b) pero para la energía facturada y el número de consumidores

por tipo de tarifa residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros.

d. A partir de los resultados de b) y c) realizar el balance anual de energía, entre

el pronóstico anual del suministro de energía y energía facturada, para los

escenarios optimista, pesimista y probable, con el fin de obtener las pérdidas

eléctricas e índices correspondientes, así como, obtener la demanda de

potencia reactiva (MVAR) anual del sistema de potencia, para el periodo y

escenarios analizados, así como, el factor de potencia y el factor de carga

respectivos.

e. Simultáneamente con las actividades establecidas en los puntos b) y c), se

debe obtener, las cargas máximas de las subestaciones en corriente eléctrica

(A) y potencia aparente (MVA) y las correspondientes coincidentes de los

primarios, luego, determinar las tasas de crecimiento anual de cada

subestación para los dos últimos años y los periodos de tiempo: 3, 5, 8 y 10

últimos años y para todo el periodo, desde 1986, y por grupos de

subestaciones típicas, mediante factores de ajuste de cada periodo analizado.

En el caso de nuevas subestaciones, que hayan ingresado al sistema en los

últimos 15 años, se utilizará el año de su ingreso como base para los cálculos

correspondientes. En base a dicha información determinará las tasas anuales

a utilizarse en el pronóstico de la demanda de las subestaciones de

distribución, considerando además: las características urbanísticas, el tipo de

consumidores predominantes en la zona de servicio de cada subestación y de

su grupo, el nivel socio económico de dichos consumidores, así como, la

densidad de carga eléctrica de la zona de servicio.

f. Calcular para cada subestación, su demanda en potencia activa y reactiva

(MW y MVAR), luego, sumar dichas cargas y al total obtenido se suma las

pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas de grandes consumidores

que estén conectados a este nivel de voltaje, resultado que se compara con la

potencia activa y aparente del sistema de potencia, de haber diferencias

mayores al 1.0% en activa y 5.0% en potencia reactiva, se revisan las

27

demandas obtenidas, en el caso de la demanda en potencia activa, se obtiene

un factor de ajuste (coincidencia) entre los dos valores, que se aplica a la

demanda en potencia activa de cada subestación de distribución, en

proporción a su demanda, con el fin de que su suma más los otros

componentes, sean igual a la demanda en potencia activa del sistema de

potencia, en la condición analizada, en cambio, en el caso de la demanda en

potencia reactiva, se revisa el factor de potencia en las subestaciones con

mayor carga.

g. Para otras condiciones de carga del sistema eléctrico, se procede ídem al

“literal f”.

h. Calcular el pronóstico de la demanda anual a 10 años de las subestaciones, en

potencia activa, reactiva y aparente, en una hoja Excel, tomando como base

las demandas máximas y los factores de potencia correspondientes de cada

subestación del último año transcurrido y aplicando la tasa de crecimiento

anual obtenidas anteriormente para cada subestación, la potencia aparente así

obtenida, en cada año del pronóstico, constituye la potencia aparente

proyectada “sin transferencia”. En el caso de que se prevea “transferencia”, el

resultado será la suma de las potencias aparentes sin transferencia más o

menos el valor de la potencia aparente transferida, o recibida de otras

subestaciones por el ingreso de una nueva subestación, por el aumento de la

capacidad instalada de otra subestación, por la descarga de sus

transformadores o por el ingreso de cargas eléctricas grandes, valor que se

constituye en la base del pronóstico del nuevo año y para definir los nuevos

equipamientos en la capacidad instalada de transformadores en cada

subestación. Los valores así obtenidos de cada año se suman, obteniéndose

un total, al que se suma las pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas

de grandes consumidores que estén conectados a este nivel de voltaje,

resultado que se compara con la potencia activa y aparente del sistema de

potencia proyectados, para cada caso analizado y de haber diferencias

28

mayores al 2.0% en potencia activa y/o 5% en potencia reactiva, se revisan las

demandas obtenidas.

i. Con los resultados obtenidos en los puntos b) y h), se procede al cálculo

mensual del indicador: “exactitud del pronóstico de la demanda de energía del

SEQ”, entre la demanda de energía pronosticada sin autoconsumos y grandes

consumidores AC&GC y la demanda real de energía del sistema eléctrico de la

EEQ (total para comercialización sin AC&GC), a partir de la disponibilidad de

los registros en la base de datos del sistema MEM respectiva.

j. Los resultados del pronóstico de la demanda a diferentes niveles se utilizan en

los estudios eléctricos anuales del sistema de potencia.

2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓN DE LA

DEMANDA

2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL

El análisis de regresión es una técnica estadística utilizada para determinar

modelos o expresiones matemáticas que relacionen el comportamiento entre

variables.

La manera para determinar si existe o no dependencia entre las variables es

representando gráficamente los valores observados de las variables tanto

dependiente (Y) como de la independiente (X), a dicho gráfico se le denomina

nube de puntos o diagrama de dispersión, así podrían darse los siguientes casos:

- Ausencia de relación entre variables - Relación lineal positiva - Relación lineal negativa - Existe relación pero no es lineal

En la Figura 9 se puede observar los diferentes tipos de diagramas de dispersión.

Existen varios modelos de regresión tales como: lineal, potencial, polinomial,

logarítmico, exponencial, los cuales pueden ser aplicados dependiendo del grado

de ajuste respecto al comportamiento de las variables analizadas.

29

Figura 9 Ejemplos de Gráficos de Dispersión

Para el presente trabajo se hará el respectivo análisis estadístico utilizando el

modelo de regresión exponencial simple que matemáticamente se representa:

(1)

Dada la complejidad que presenta el resolver la ecuación 1 esta se debe linealizar

para determinar los valores de a y , para lo cual se aplica la función logaritmo

natural a los dos extremos de la ecuación.

(2)

Resolviendo:

Reemplazando ln (y) por Y y ln (a) por resulta:

(3)

30

Con esto el modelo exponencial se ha transformado en lineal, cuyo principal

objetivo es la determinación o estimación de y a partir de la información

contenida en las observaciones que se dispone, en este caso los datos históricos

de consumo de energía y demanda de potencia del sistema.

En el caso de tener n observaciones de la variable Y (Y1, Y2,……Yn) y las

correspondientes observaciones de X (X1, X2,…… Xn) se tendrá la ecuación de la

siguiente forma:

(4)

En el supuesto de que la relación entre las variables X e Y sea exacta, las

observaciones estarían ubicadas a lo largo de una recta, así, las estimaciones de

y , serían, la ordenada en el origen y la pendiente de la recta

respectivamente.

Como contraparte, si la dependencia entre las variables es estocástica, es decir,

las observaciones forman una nube de puntos, se puede contemplar las

estimaciones de y , como la ordenada en el origen y la pendiente de una

recta próxima a los puntos. Por lo que dicha recta se representará como lo indica

la ecuación 1.

El problema que ahora se presenta es el de estimar los valores de , tales

que, la recta que pase por los puntos ( , Xt) se ajuste lo mejor posible a los puntos

(Yt, Xt). La diferencia entre la variable original y la ajustada se denomina error o

residuo, así:

(5)

Con el propósito de obtener estimadores que mas se ajusten a la

tendencia del grupo de observaciones se debe minimizar los valores de los

residuos, para el efecto, existen varios criterios o métodos para realizar el ajuste

siendo el más efectivo y menos complicado de desarrollar el de los Mínimos

Cuadrados.

31

2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados

El objetivo de este método es minimizar la suma de los cuadrados de los residuos

(S) para ello se procede como se indica:

Expresar S en función de los residuos

(6)

Para minimizar estos valores se deriva respecto a y se igualan a cero estas ecuaciones

Realizando las operaciones necesarias se obtiene las ecuaciones normales de la recta de regresión

De la solución de este sistema de ecuaciones se obtiene el valor de así:

(7)

Donde:

Una vez calculado se procede a calcular con la siguiente expresión:

(8)

32

Una vez obtenidos los valores de se procede a calcular el valor de a y de

esta forma se obtiene la curva que mas se ajusta a las observaciones dadas.

Para el efecto de afirmar que el modelo escojido es el adecuado se debe

determinar que tan alta es la bondad de ajuste entre los datos observados y los

pronosticados, para lo cual se calcula el coeficiente de determinación.

2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón

El coeficiente de determinación al que se denomina como R2, es un indicador el

cual permite medir el nivel de ajuste entre los datos o mediciones y el modelo

obtenido en el numeral anterior.

Este coeficiente se determina a través de la descomposición de la varianza de la

variable endógena u original, a la que se denomina varianza total, para lo cual se

procede como se indica:

Partiendo de la ecuación:

(9)

Restando y luego elevando al cuadrado a ambos miembros se obtiene:

Desarrollando la ecuación anterior se obtiene:

Tomando en cuenta que la suma de los residuos mínimo-cuadráticos es igual a cero:

Se cumple que:

33

Al reducir la ecuación que se obtuvo en el punto anterior y luego dividir para el número de observaciones T se obtiene:

La varianza total de la variable endógena se descompone en dos partes:

Varianza Total = Varianza Explicada + Varianza Residual

A partir de la descomposición anterior, el coeficiente de determinación se define

como la proporción de la varianza total explicada por la regresión. Su expresión es

la siguiente:

(10)

Los valores de este indicador de ajuste de la curva dada por el modelo y la curva

de observaciones están en el rango de 0 a 1 y mientras más se acerque a la

unidad la bondad de ajuste es más alta.

2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ

El crecimiento de la demanda en un sistema eléctrico se debe a dos procesos

simultáneos:

Incremento en el número de consumidores dentro del área de servicio de la empresa

Incremento en el consumo de energía promedio por consumidor

El primero se debe al crecimiento poblacional, causado por la migración dentro de

un área, el incremento del sector comercial e industrial o a la electrificación de

zonas que no lo estaban, en este contexto, se observa que la demanda en el área

de concesión de la EEQ ha tenido un crecimiento sostenido durante los últimos 28

34

años; el segundo implica el aumento del consumo por cliente, esto se debe al

aumento de la carga instalada o al cambio en las costumbres de consumo de cada

abonado.

En base a datos históricos la demanda de potencia en el sistema eléctrico de la

Empresa Eléctrica Quito creció 454 MVA respecto a 1983, la tasa media de

crecimiento en el periodo 1983 – 2011 es de 4,41%, siendo la mayor de 13,5%

registrada en el año 1995 y la menor se registró en el año de 1992 con un 0,45%.

En las Figuras 10 y 11 se observa la evolución de la demanda de potencia en el

SEQ y las tasas de crecimiento anual respectivamente.

Figura 10 Evolución de la Demanda de Potencia en el SEQ

Figura 11 Tasa de crecimiento anual de la demanda de potencia del SEQ

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

MVA

Año

10,00%

5,00%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

198

3

198

4

198

5

198

6

198

7

198

8

198

9

199

0

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

%

Año

35

2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEQ

Partiendo del análisis de los datos históricos de demanda del sistema del período

1983 - 2011 y con la ayuda de las herramientas estadísticas de Microsoft Excel se

encontrará la ecuación o expresión matemática para realizar la proyección de la

demanda de los próximos 10 años.

2.4.1 Recopilación de información técnica

Los datos de las cargas eléctricas en los puntos de conexión con el SNT, la

energía y potencia suministradas por las centrales de la EEQ así como de los

generadores privados, del año 2012, se muestran en las Tablas 12 y Tabla 13

respectivamente.

Tabla 12 Suministro del SNT al SEQ

MW MVAR MVA FP

TRANSFERENCIA SNI : 566,7 143,2 584,5 1,0

VICENTINA T1 46 kV 16,2 0,9 16,2 0,998

VICENTINA T2 138 kV 59,3 18,0 62,0 0,957

SANTA ROSA TRN 46 kV 50,7 14,5 52,7 0,961

SANTA ROSA TRP 138 kV 53,6 16,6 56,1 0,955

S. ROSA E. ESPEJO S. ALEGRE 77,7 13,2 78,8 0,986

S. ROSA SELVA ALEGRE 134,9 40,8 140,9 0,957

3T0 0,0 0,0 0,0 0

POMASQUI QUITO 1 99,7 29,6 104,0 0,959

POMASQUI QUITO 2 38,8 12,1 40,6 0,955

S. ROSA PAPALLACTA 0,0 0,0 0,0 0

23 CONOCOTO 138 kV 19,9 0,0 19,9 1,000

TABABELA 138 kV 15,9 0,7 15,9 0,999

Tabla 13 Potencia suministrada por centrales de la EEQ y generadores privados

DESPACHO DE CARGA: MW MVAR MVA FP

GENERACIÓN PROPIA : 90,1 14,5 91,3 1,0

C.H. CUMBAYÁ 30,0 1,5 30,0 0,999

C.H. NAYON 22,5 2,0 22,6 0,996

C.H. GUANGOPOLO 12,0 2,0 12,2 0,986

C.H. PASOCHOA 3,2 2,0 3,8 0,850

C.H. CHILLOS 1,8 0,3 1,8 0,990

36

C.T. GUALBERTO HERNANDEZ 20,6 6,8 21,7 0,950

C.T. LULUNCOTO 0,0 0,0 0,0

AUTOPRODUCTORES : 6,65 2,81 7,2 0,9

ECOLUZ (HCJB) 3,5 1,0 3,6 0,962

LA CALERA (Machachi) 0,7 0,3 0,8 0,900

SILLUNCHI 0,0 0,0 0,0 0,0

EQUINOCCIAL 0,0 0,0 0,0 0,0

EMAAP (NOROCC) 0,4 0,2 0,900

PERLABI 1,2 0,9 1,5 0,813

URAVIA 0,9 0,4 1,0 0,898

Utilizando la función de regresión exponencial de Microsoft Excel se obtiene la

curva de tendencia con su respectiva ecuación y el coeficiente de determinación,

valores que se indica la Figura 12:

Figura 12 Línea de tendencia de la demanda del SEQ

2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA

El pronóstico de la demanda se realiza mediante la extrapolación de la línea de

tendencia del modelo de regresión exponencial, utilizando las herramientas

estadísticas disponibles en Microsoft Excel, obteniendo los siguientes resultados

para el período 2012 - 2021.

y = 1,366E 34e4,205E 02x

R² = 9,781E 01

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

MVA

Año

37

Tabla 14 Pronostico de la Demanda del SEQ 2012-2021

PROYECCIÓN 2012 – 2021

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Potencia MVA 756,42 788,90 822,78 858,12 894,97 933,41 973,50 1015,30 1058,91 1104,38

Todo proceso o modelo para realizar un pronóstico está sujeto a errores, por lo

que es necesario cuantificar dichos equívocos con el propósito de determinar la

bondad de ajuste, para tal fin se utilizará el criterio del error porcentual medio

absoluto, MAPE por sus siglas en inglés (mean absolute percent error), el cual

relaciona el error del pronóstico con el nivel de la demanda; esta medida permite

contrastar diferentes modelos ya que es proporcional e independiente de la escala

por lo que se debe seleccionar el modelo que tenga el menor MAPE asociado.

El MAPE se calcula como el promedio de las diferencias absolutas entre los

valores pronosticados y los reales y se expresa como porcentaje de los valores

reales, como se indica en la ecuación 11.

(11)

Aplicando la ecuación del MAPE con los resultados obtenidos del modelo de

regresión exponencial y los valores reales de datos históricos, resulta un error de

4,3% por lo que se concluye que el modelo presenta un nivel de ajuste adecuado

respecto a los valores reales.

2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ

La metodología a aplicar para realizar la proyección de la demanda para cada

subestación varía respecto al método utilizado para el total del sistema, esto

debido a que los modelos de regresión tienen una baja bondad de ajuste frente a

los datos observados en cada subestación.

La curva de datos (mediciones) en las subestaciones no obedecen a tendencia

alguna ya que bajo determinadas condiciones como: abastecimiento normal de

energía, condiciones operativas, se debe transferir carga entre subestaciones para

38

mantener la continuidad del servicio así como resguardar la integridad de los

equipos.

Con este antecedente, se procede como lo indica la metodología del numeral 2.1,

es decir, mediante el cálculo de tasas de crecimiento se procede a proyectar la

demanda para cada una de las subestaciones.

Por otra parte, más allá de hacer una estimación estadística de la demanda se

tomará en cuenta la operatividad de las subestaciones considerando su capacidad

disponible y años de servicio, por lo que los resultados esperados podrían variar,

puesto que en el futuro la EEQ prevé aplicar un plan de transferencias de carga

entre subestaciones con el fin de no sobrecargar los equipos en las

subestaciones.

Si bien la proyección de la demanda se la realiza para todas y cada una de las

subestaciones pondremos énfasis en el desarrollo de la metodología para aquellas

que son objeto de análisis en el presente trabajo.

2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales

de generación

Para el período 2012-2021 se prevé que entrarán en operación tres centrales

hidráulicas y una central térmica, mismas que son objeto de estudio en el presente

trabajo.

Para transportar la energía producida en las centrales hidráulicas Quijos, Baeza y

Victoria se han tomado en cuenta como opciones para la conexión las

subestaciones Tababela, EL Inga y Vicentina.

Respecto a las posibles subestaciones consideradas para evacuar la potencia

generada desde la central térmica ubicada en Perucho, estas son: San Antonio,

Zámbiza y Nueva Cumbayá.

39

Subestación El Inga

La Subestación (S/E) El Inga propiedad de CELEC EP - Transelectric, dentro del

cual se ubicarán e instalarán los patios para 138 kV, 230 kV y 500 kV, el patio de

230/138 kV con un transformador de 180/240/300 MVA, el cual servirá para

alimentar subestaciones de la EEQ.

Dicha subestación entrará en operación en 2015 y transferirá desde el SNT al

SEQ una potencia aproximada de 173 MVA de acuerdo a las bases entregadas

por el Departamento de Planificación de la EEQ.

Subestación No 31 Tababela

La subestación No 31 Tababela está en operación desde del 30 de mayo de 2011,

cuenta con un transformador de 138/23 kV y una capacidad 20/27/33 MVA, para

abastecer la carga de los primarios 31-C, 31-D y 31-E con una carga aproximada

de 16.98 MVA para el mencionado año y se prevé una tasa de crecimiento

estimada del 5.5% promedio anual.

Con el objetivo de descargar los transformadores de las subestaciones No 58 El

Quinche y No 36 Tumbaco se transfiere a la subestación Tababela parte de la

carga de los primarios 36-A, 36-C, 36-E, 58-B, 58-C, descargando también los

transformadores de 138/46 kV de la S/E Selva Alegre y Vicentina, en la Tabla 15

se indica la proyección de la demanda para esta subestación.

Tabla 15 Pronóstico de la Demanda Subestación No 31 Tababela

Proyección Subestación Tababela

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

POTENCIA MVA 17.4 18.4 12.1 12.08 13.5 14.03 15 15.9 16.7 17.7

En el año 2014 está previsto transferir carga de la S/E Tababela hacia la S/E No

58 El Quinche, es por esta razón que en el mencionado año el valor de la

demanda decrece.

40

Subestación Vicentina

La subestación Vicentina es uno de los puntos de transferencia entre el sistema

eléctrico de la EEQ y el Sistema Nacional de Transmisión, tiene instalados dos

transformadores 138/46 kV y con capacidad de 37/48 MVA para el transformador

T1 y 60/80 /100 para el transformador T2, misma que a través del sistema de

subtransmisión a 46 kV abastece a las subestaciones: Diez Vieja, Diez Nueva,

Floresta, Carolina, Olímpico, Iñaquito, Cumbayá, Tumbaco y Nuevo Aeropuerto.

La proyección de la demanda del grupo de subestaciones que se abastecen de

Vicentina se presenta en la Tabla 16.

Tabla 16 Pronóstico de la Demanda de Subestaciones del grupo Vicentina

Proyección de la Demanda Grupo Vicentina MVA

Subestación 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

32 Diez Nueva 12.1 12.6 13.1 13.5 13.9 14.4 14.8 15.3 15.8 16.3

10 Diez Vieja 5.1 5.3 5.4 5.5 5.7 5.8 6 6.1 6.3 6.4

12 Floresta 10 10.4 10.7 11.1 11.7 11.8 12.2 12.6 13 13.4

24 Carolina 14.6 13.8 14.4 15 15.6 16.3 17 17.6 18.3 19.1

1 – Olímpico 15.8 16.5 17.1 17.8 18.4 19.1 19.8 20.5 21.2 21.9

28 Iñaquito 15.1 17.3 18.1 18.9 19.7 20.5 21.3 22.5 23.1 24

29 Cumbayá 46 19.6 21 22.4 11.9 12.7 13.5 0.0

36 Tumbaco 33 T1 ACE 17.8 18.9 20.1 21.4 22.7 24.2 12.8 13.6 0.0

36 Tumbaco 20 T2 BDF 11.1 11.8 12.6 0.0

33 Nuevo Aeropuerto 7.28 7.5 3.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.8 6.1 6.3

El total de la demanda a suministrarse desde la S/E Vicentina se observa en la

Tabla 17.

Tabla 17 Pronóstico de la Demanda Subestación Vicentina

Proyección Subestación Vicentina

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

POTENCIA MVA 132.3 135 137.9 120.1 125.5 131.1 109.5 113.8 103.8 107.5

41

Subestación No 22 San Antonio

Su puesta en servicio está prevista para el año 2013, con una carga inicial de 5.7

MVA, en su patio de 138/23 kV se instalará un transformador de 20/27/33 MVA; a

partir del año 2014 se transfiere carga desde la S/E 19 Cotocollao por el riesgo de

sobrecarga de sus transformadores y para incrementar la reserva de capacidad

instalada en MVA. Durante el periodo, la tasa de crecimiento promedio anual se

estima en un 6%, para el 2021 se espera instalar un segundo transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV, para cubrir el crecimiento de demanda en la Tabla 18

se observa la proyección de la demanda de esta subestación.

Tabla 18 Pronóstico de la Demanda Subestación No 22 San Antonio


Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

POTENCIA MVA 5.7 20.3 21.3 22.4 23.5 24.6 25.8 27 28.3

Subestación No 14 Zámbiza

Zámbiza, está previsto su puesta en servicio para el año 2014 con un

transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con una carga inicial de 22.4 MVA

provenientes de la transferencia desde los alimentadores 18-R y 18-Q de la S/E 18

Cristianía, de igual manera, desde la S/E 57 Pomasqui se transferirá parte de la

carga de los alimentadores 57-B, 57-C y 57-G, por el riesgo de sobrecarga de los

transformadores de las subestaciones mencionadas, para el año 2018 se instalará

un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV para cubrir la demanda

prevista . Durante el periodo la tasa de crecimiento variaría entre 4.75% y 5.75 %,

en la tabla 19 se muestra la proyección de la demanda para esta subestación

Tabla 19 Pronostico de la Demanda Subestación No 14 Zámbiza

PROYECCION 2013 – 2021

Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

POTENCIA MVA 22.4 23.5 24.7 25.9 21.7 22.7 23.8 24.9

42

Subestación No 35 Nueva Cumbayá

En el terreno junto a la tribuna del estadio de fútbol del Complejo Deportivo de

EEQ en Cumbayá, al Sur, para 2015 iniciará a operar la S/E No 35 Nueva

Cumbayá con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, y una carga inicial

de 25.3 MVA, esto debido a que toma parte de la carga de S/E No 29 Cumbayá 46

y un 50 % la S/E No 36 Nueva Tumbaco.

Debido al incremento de la demanda cuya proyección se muestra en la Tabla 20

para el año 2017 es necesario incrementar la capacidad instalada con un nuevo

transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, de esta manera la S/E Nueva

Cumbayá tomara toda la carga de la S/E Cumbayá 46 hasta 2018. Al 2021 su

demanda sería 53.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo

su tasa de crecimiento promedio anual es de 5.75 %.

Tabla 20 Pronóstico de la Demanda Subestación No 35 Cumbayá


Año 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

POTENCIA MVA 25.3 27 28.7 44.9 47.7 50.7 53.7

El total de subestaciones del SEQ se encuentran divididas en 5 grupos

dependiendo del nivel de voltaje y del punto de transferencia, entre el SNT y el

SEQ, del cual se abastecen.

El Grupo No 1 está conformado por las subestaciones que alimenta la S/E Santa

Rosa a 46 kV cuya proyección de la demanda se indica en la Tabla 21.

Tabla 21 Proyección de la demanda Grupo No 1, S/E Santa Rosa

PROYECCIÓN Grupo No 1 2012 – 2021 MVA

AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

SUBTOTAL Grupo No 1 140.60 147.01 145.26 133.58 137.25 143.21 149.13 151.67 134.40 139.80

2 Luluncoto 6.3 B 6.61 6.81 7.01 7.22 7.44 7.66 7.89 8.13 8.37 8.62

4 – Chimbacalle 13.00 13.46 13.93 14.42 14.92 15.44 15.95 16.46 17.00 17.55

6 Escuela Sucre 3.94 4.03 4.12 4.21 4.31 4.41 4.50 4.61 4.71 4.82

8 La Marín 6.96 7.11 7.27 7.44 7.60 7.77 7.95 8.13 8.31 8.50

43

21 Epiclachima ADF Tr 22.11 23.16 24.26 25.35 24.37 27.92 29.11 26.70 27.84 29.02

21 Epiclachima BCE 24.50 25.66 26.88 28.09 29.35 28.22 29.42 26.99 28.14 29.33

37 Santa Rosa 19.22 20.23 21.29 22.35 23.47 24.65 25.82 30.72 32.18 33.71

27 San Rafael 33 7.43 7.93

55 – Sangolquí 20.92 22.07 23.28 24.50 25.79 27.14 28.50 29.92 7.86 8.25

34 – Machachi 15.92 16.56 17.22

El Grupo No 2 está conformado por las subestaciones que se derivan desde la S/E

Selva Alegre a 46 kV, la Tabla 22 muestra la proyección de la demanda para este

grupo.

Tabla 22 Proyección de la Demanda Grupo No 2, S/E Selva Alegre


AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


3 Barrio Nuevo 6.3 17.83 10.28 10.61 10.85 11.10 11.35 11.60 11.86 12.13 12.40

3 Barrio Nuevo 23 8.12

7 San Roque 12.83 12.35 12.66 12.97 13.30 13.63 13.97 14.32 14.68 15.04

9 – Miraflores 5.03 5.18 5.33 5.44 5.55 5.66 5.77 5.89 6.01 6.13

53 Perez Guerrero 15.04 13.29 13.82 14.38 14.95 15.55 16.17 16.82 17.49 18.19

11 Belizario Quevedo 8.78 11.39 11.73 12.05 12.38 12.72 13.07 13.43 13.80 14.18

13 Granda Centeno 12.05 12.47 12.91 13.33 13.76 14.21 14.67 15.15 15.64 16.15

16 Rio Coca 28.38 29.51 30.70 25.60 26.56 27.56 28.59 29.66 30.77 31.93

15 El Bosque 17.40 18.14 18.87 22.36 23.25 25.84 26.87 27.95 29.07

El Grupo No 3 lo conforman las subestaciones que se abastecen desde la S/E

Nº19 a 46KV, la Tabla 23 indica la respectiva proyección de la demanda

Tabla 23 Proyección de la Demanda Grupo No 3, S/E Nº19


AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


19 Cotocollao 33 ABCEG 20.17 21.38 23.25 24.58 26.00 27.49 29.00 21.42 22.60 23.78

15 El Bosque 16.69

17 Andalucia 15.80 16.39 17.01 17.61 15.49 16.03 14.93 15.45 16.00 16.56

49 Los Bancos

50 Los Bancos 5.63 5.86 6.09 6.31 6.53 6.76 6.99 7.24 7.49 7.75

El Grupo No 4 está conformado por las subestaciones que se alimentan desde la

S/E Vicentina, proyección que se indica en la Tabla 24

44

Tabla 24 Proyección de la Demanda Grupo No 4, S/E Vicentina


AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


32 Diez Nueva 12.13 12.58 13.06 13.48 13.92 14.37 14.84 15.32 15.82 16.33

10 Diez Vieja 5.12 5.26 5.40 5.54 5.67 5.82 5.96 6.11 6.26 6.42

12 – Floresta 10.03 10.39 10.75 11.10 11.46 11.83 12.22 12.61 13.02 13.45

24 – Carolina 14.65 13.78 14.40 15.01 15.65 16.31 16.96 17.64 18.35 19.08

1 – Olimpico 15.83 16.46 17.12 17.76 18.43 19.12 19.79 20.48 21.20 21.94

28 – Iñaquito 15.12 17.33 18.11 18.88 19.69 20.52 21.34 22.20 23.09 24.01

HCJB Baeza. Termas, Petroc. 3.70

29 Cumbayá 46 19.63 20.96 22.37 11.91 12.69 13.51

36 Tumbaco 33 T1 ACE 17.76 18.91 20.14 21.40 22.74 24.16 12.80 13.57

36 Tumbaco 20 T2 BDF 11.07 11.82 12.61

58 El Quinche

33 Nuevo Aeropuerto 7.28 7.53 3.92 5.06 5.24 5.42 5.63 5.84 6.06 6.28

El Grupo No 5 lo conforman las subestaciones que se alimentan del sistema de

138 kV, la demanda proyectada de indica en la Tabla 25.

Tabla 25 Proyección de la Demanda Grupo No 5


AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


14 – Zambiza 22.37 23.49 24.67 25.90 21.70 22.73 23.81 24.89

18 Cristiania ACEF R 27.31 29.02 23.28 24.68 26.16 27.73 20.53 21.71 22.96 24.22

18 Cristiania BDG Q 30.06 31.94 25.57 27.10 28.73 30.45 22.54 23.84 25.21 26.60

51 Mariscal Sucre 25.54 27.01 28.57 30.21

19 Cotocollao DF 23.74 25.17 26.68 28.21 29.83 31.55 33.28 44.30 46.73 49.18

22 S. Antonio (Móvil) 5.75 20.31 21.32 22.39 23.51 24.62 25.79 27.02 28.30

57 Pomasqui ADEF 26.99 23.00 24.49 26.02 27.65 29.38 23.36 24.76 26.24 27.75

57 Pomasqui BCG 28.44 30.29 25.81 27.42 29.13 30.95 24.61 26.08 27.65 29.24

57 Pomasqui HIJ 15.99 16.91 17.88 18.91

35 Nueva Cumbayá 25.35 27.00 28.75 44.90 47.71 50.69 53.73

36 Nueva Tumbaco 12.80 13.57 28.77 30.42

58 – Quinche 11.65 12.29 12.97 13.68 14.40 15.16 15.95 16.79

31 – Tababela 17.45 18.41 12.14 12.81 13.51 14.25 15.04 15.86 16.74 17.66

23 – Conocoto 23.96 25.34 26.79 28.27 31.94 33.70 35.47 37.33 39.29 41.35

26 – Alangasí 14.87 15.68 25.02 26.33 27.71 29.17 30.63 32.16 33.76 35.45

55 – Sangolqui 23.57 24.74

5 – Chilibulo 17.35 17.95 18.54 19.14 19.76 20.36 20.97 21.60 22.24

5 Chilibulo (Metro Q) 17.60 17.44 17.52 18.18 17.29 17.59

59 E. Espejo ABE 16.41 17.27 18.18 19.08 20.04 22.22 23.27 24.38 25.54 26.75

59 E. Espejo CDF 18.56 19.49 20.47 21.44 22.46 22.35 23.41 24.52 25.68 26.90

42 Baeza (Móvil) 19.24 19.81 20.41 21.02 21.65 22.30

C.H.Ecoluz y C.H.Victoria (23kV) 3.80 8.71 8.97

45

25 Vicentina (Metro Q) 23.12 23.48 23.03 23.05 23.30 23.82

34 – Machachi 17.87 18.54 19.23 19.95 20.70 21.48 22.28

44 Selva Alegre (Metro Q) 16.63 16.52 16.32 16.29 16.26 16.53

48 Mirador Alto (Metro Q) 22.82 22.83 23.30 23.51 23.43 24.03

En la Tabla 26 se presenta el total de la proyección de la demanda del SEQ

incluyendo los grandes consumidores que tienen alimentador expreso como son

Adelca y Enkador.

Tabla 26 Proyección total de la demanda por subestación

TOTAL PROYECCIÓN POR SUBESTACIONES 2012 – 2021 MVA

AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021






ADELCA 138 kV 27.93 28.91 29.92 30.96 32.05 33.17 34.33 35.53 36.78 38.06

ADELCA 46 kV 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78

ENKADOR 46 kV 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36

TOTAL 701.15 735.09 790.88 822.01 950.16 990.46 1.032.75 1.072.76 1.116.73 1.164.60

Una vez obtenidos los valores de demanda proyectada, tanto con el modelo

estadístico como por grupo de subestaciones, estos se comparan con el fin de

verificar un rango de diferencia aceptable entre los dos métodos, resultados que

se muestran en la tabla 27.

Tabla 27 Diferencia porcentual entre resultados obtenidos

Diferencia Porcentual entre los métodos utilizados

AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Método por Subestaciones 701.15 735.09 790.88 822.01 950.16 990.46 1032.75 1072.76 1116.73 1164.60

Método Estadístico 756.42 788.90 822.78 858.12 894.97 933.41 973.50 1015.30 1058.91 1104.38

Diferencia % 7% 7% 4% 4% 6% 6% 6% 6% 5% 5%

2.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Como se observó en numerales anteriores, el análisis de la proyección de la

demanda eléctrica del SEQ se lo realiza utilizando dos metodologías, esto con la

finalidad de validar los resultados obtenidos en cada una de ellas.

46

En este contexto, la primera metodología, aplicada al total de la demanda del

SEQ, es netamente estadística basada en el comportamiento que la demanda ha

tenido en el periodo 1983 - 2011 con lo que se obtuvo una curva con un alto grado

de ajuste, por lo que se concluye que los resultados obtenidos mediante

extrapolación de tendencia, tiene un alto grado de certeza.

Por otra parte, la segunda metodología, aplicada a cada subestación, si bien se

basa en un análisis estadístico con tasas de crecimiento, esta toma en cuenta

factores como el crecimiento demográfico y económico de cada zona a la que

sirve cada subestación, así como las condiciones operativas del sistema tales

como transferencia de carga entre subestaciones.

Los resultados obtenidos con los dos métodos son equiparables debido a que

tienen un margen de diferencia aceptable entre sí, por lo que se concluye que las

proyecciones obtenidas tienen una alta probabilidad de ocurrencia.

Con el fin de realizar la modelación del sistema y los respectivos estudios

posteriores, se utilizará los valores obtenidos mediante la proyección por grupos

de subestaciones, debido a que se cuenta con los datos de demanda de cada

subestación para simular el SEQ en escenarios futuros.

47

CAPÍTULO 3

3 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ

Con el objetivo de determinar la situación técnica en la que operarán las diferentes

subestaciones consideradas como posibles puntos de conexión tanto de las

centrales hidráulicas como de la térmica, se realizará la modelación y simulación

del SEQ con la ayuda del software Power Factory de DigSILENT.

3.1 MODELACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Un sistema eléctrico de potencia -SEP- está formado por un gran número de

elementos interconectados que dan lugar a redes eléctricas que se extienden

desde las centrales de generación hasta los consumidores finales.

Un SEP a lo largo de su extensión se divide en los siguientes subsistemas:

Generación: lugar donde se produce la potencia o energía a niveles de voltaje de

hasta 22 kV.

Transmisión: Este subsistema se encarga de transportar la energía producida

hacia lugares cercanos a los centros de consumo mediante un sistema de

transmisión de alto voltaje (superior a 69 kV).

La etapa de subtransmisión comprende redes de alimentadores entre 46 kV y 69

kV para luego llegar a la etapa de distribución, la que con sistemas de

alimentación primaria de 6.3 kV, 13.8 kV, 23 kV y redes secundarias de 220/110 V

provee de energía a los consumidores finales; en la Figura 13 se aprecia el

esquema de un SEP.

Las subestaciones eléctricas sirven para enlazar los subsistemas antes

mencionados, las hay del tipo elevadoras ubicadas a la salida de la central de

generación, tipo reductoras que conectan los sistemas de transmisión,

subtransmisión y distribución.

48

Figura 13 Esquema de un Sistema Eléctrico de Potencia

Dichos sistemas eléctricos deben ser analizados con la finalidad de conocer su

comportamiento, la mayoría del tiempo, estos operan en condiciones normales o

estado estable y en ocasiones en estado de contingencia cuando ocurren fallas,

perturbaciones, etc. que afectan la condición normal del SEP, para efecto de

realizar dicho análisis la modelación de un SEP es esencial.

La modelación de sistemas eléctricos a gran escala toma la forma de una matriz

de red cuyos elementos dependen tanto de los parámetros característicos del

sistema como del sistema de referencia utilizado, siendo el sistema nodal el más

utilizado para realizar el análisis de un SEP.

En este contexto, existen dos parámetros, la admitancia y la impedancia

característica de cada elemento, mediante los cuales se pueden relacionar la

corriente que fluye a través de un elemento de la red con la caída de voltaje en la

misma, modelos que se describen a continuación.

49

3.1.1 MODELO DE ADMITANCIA DE NODO

Una red eléctrica puede ser representada mediante admitancias que describen las

características eléctricas de la misma, esto sin que sea necesario saber la forma

en que se interconectan los componentes que conforman dicha red; la matriz de

admitancias de nodo denominada también Ybarra describe el comportamiento en

estado estable del sistema eléctrico en conjunto, basada en el análisis nodal de

ecuaciones de la red.

Existen diferentes maneras para determinar la matriz de admitancias Ybarra, entre

las cuales se tiene las siguientes:

Aplicación de la ley de corrientes de Kirchhoff

Por inspección de la red

Aplicación de matrices de transformaciones singulares

Aplicación de un algoritmo de formación de la matriz de admitancias

De los métodos antes mencionados se describe a continuación como obtener la

matriz Ybarra por inspección de la red del sistema que se muestra en Figura 14.

Figura 14 Sistema Eléctrico de Potencia de tres barras.

La matriz de admitancias del sistema eléctrico de potencia de la Figura 14 tiene la

forma:

50

(12)

Para obtener los elementos de la matriz se procede de la siguiente manera:

La admitancia propia del nodo uno será la suma de las admitancias que

terminen en ese nodo así:

(13)

Para los nodos 2 y 3 se procede de igual forma, estos son los elementos

que formarán la diagonal de la matriz.

Las admitancias mutuas o elementos fuera de la diagonal son iguales al

negativo de la admitancia total conectada entre los nodos i y j así:

(14)

Se realiza el mismo proceso para obtener los demás elementos.

De manera general se tiene:

Elementos de la diagonal:

(15)

Elementos fuera de la diagonal:

(16)

3.1.2 MODELO DE IMPEDANCIA DE BARRA

La matriz de impedancia de barra denominada Zbarra, se usa ampliamente en el

análisis de fallas en sistemas de potencia, para lo cual conceptualmente se la

puede obtener invirtiendo la matriz Ybarra, pero debido a que rara vez se requiere

51

en forma explícita la matriz Zbarra se obtienen los elementos que sean necesarios

para el estudio a través de los factores triangulares de Ybarra.

Una manera práctica de obtener Zbarra es construyendo la red paso a paso, es

decir, agregando un elemento de esta a la vez y reflejando este hecho a través de

la modificación correspondiente a la matriz Zbarra de la red antes de agregar dicho

elemento, la Ecuación 17 representa la ecuación original.

(17)

Tomando como base la ecuación anterior se toman en cuenta los siguientes casos

para los cuales se modificará la matriz Zbarra:

Caso 1: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra nueva

y el nodo de referencia.

Si se inyecta una corriente Ip en la nueva barra k a través de Zb, sin que exista

conexión con las demás barras de la red, esto no modifica los voltajes originales

de la red entonces el Vk será Ik* Zb de lo que se resume que la Zbarra modificada

es:

Dado que:

(18)

Los demás elementos de la matriz están dados por:

Para i k y Vi = 0 (19)

Entonces los elementos Zik y Zki son cero.

52

Caso 2: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra nueva

y una barra existente.

En este caso al inyectar una corriente a través de la nueva impedancia, esto

generara que se modifiquen los voltajes como lo indica la figura siguiente:

Debido a que la corriente inyectada al bus j ha cambiado, de Ija (Ij+Ik), como efecto

de la adición de zb, entonces las ecuaciones de los voltajes nodales deben

modificarse en correspondencia, por lo que la matriz se modifica como se indica:

Caso 3: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra

existente y el nodo de referencia.

En este caso se analiza asumiendo que el nodo k será el que está conectado al

nodo de referencia como se indica en la figura:

53

Se debe analizar la variación de voltaje que el ingreso de esta nueva impedancia

producirá en la red original, tomando en cuenta dicho cambio la matriz modificada

será:

Caso 4: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre dos barras

existentes.

En este caso la introducción de Zb se realizará entre dos barras existentes como

se indica:

El efecto de la adición de Zb será modificar las inyecciones a los buses i y j,

reflejando este cambio en la matriz y escribiendo las n+1 ecuaciones nodales se

tiene:

54

3.2 POWER FACTORY DE DIGSILENT COMO SIMULADOR DE

SEP

Hoy en día debido a la extensión de los Sistemas Eléctricos de Potencia hace que

su análisis sea complejo y realizar los estudios de forma manual no es factible.

Para efecto de facilitar el análisis de sistemas eléctricos existen varias

herramientas computacionales, que ayudan a solucionar gran parte de estos

problemas, entre los desarrollos más sobresalientes tenemos a Power Factory de

DIgSILENT.

El programa DIgSILENT ha crecido hasta incorporar a su metodología de análisis

características que son requeridas para planificar y operar aspectos del Sistema

Eléctrico de Potencia.

Los principales módulos para estudios de Sistemas de Potencia con los que

cuenta DIgSILENT son:

• Modulo de Flujo de Potencia

• Modulo de Cortocircuitos

• Modulo de Estabilidad

• Modulo de arranque de Motores

• Modulo de Armónicos

Dado que en el presente trabajo solo se hará uso de flujos de potencia, es en este

punto donde se enfocará la reseña.

3.2.1 MODULO DE FLUJO DE POTENCIA

La solución del flujo de potencia es esencial para realizar evaluaciones de los

sistemas de potencia durante los períodos de planeación y operación. Las

alternativas y escenarios son analizados usando numerosos flujos de carga en

condiciones normales y de contingencia. Toda la interacción de los elementos del

sistema de potencia (tales como límites de capacidad de los generadores, límites

55

en los cambiadores de taps de los transformadores, límites térmicos en las líneas

de transmisión, etc.) puede ser usada en cada caso.

DIgSILENT utiliza un método propio combinado con el método de Newton

Raphson para garantizar que el flujo de cargas siempre converja. Esta adaptación

es hecha usando los modelos de niveles predefinidos:

• Nivel 1 y 2: todas las cargas se hacen dependientes de la tensión.

• Nivel Lineal: todas las cargas son impedancias constantes y todas las máquinas

son fuentes de tensión (es decir, se linealizan todos los modelos).

Opciones Básicas

• Representación de la Red

Puede ser usada una representación monofásica de la red, válida para redes

simétricas balanceadas o una representación trifásica completa de un sistema no

balanceado.

• Ajuste Automático de Taps de Transformadores

Con esta opción deshabilitada, el ajuste de los Taps de los transformadores no

será alterado.

• Considerar Límites de Potencia Reactiva

Los límites de potencia reactiva no son considerados deshabilitando esta opción,

la función del Flujo de Carga del DIgSILENT siempre trata primero de encontrar

una solución con los modelos matemáticos no lineales del sistema de potencia. Si

tal solución no puede ser encontrada y esta opción es habilitada, un algoritmo

adaptativo cambiará estos modelos haciéndolos lineales, hasta encontrar una

solución. La adaptación de los modelos es reportada en la ventana de salida.

56

• Considerar las Cargas Dependientes de la Tensión

Deshabilitando esta opción hará que todas las cargas sean independientes de la

tensión sin importar el ajuste individual de las cargas.

Control de Iteraciones

La función del Flujo de Carga utiliza el método iterativo de Newton Raphson, para

el cual el número de iteraciones puede ser ajustado. El máximo error aceptable en

el Flujo de Carga para cada barra es de 1 kVA y para los modelos de ecuación es

de 0.1%.

3.2.2 MODULO DE CORTOCIRCUITO

Un cálculo de corto circuito puede ser necesitado durante el diseño de un sistema

de potencia, para dimensionar subestaciones, elegir topologías, equipos de la red,

etc. Estos deben ser elegidos para funcionar correctamente en condiciones

normales de operación y además ser capaces de soportar condiciones de falla en

el sistema (corto circuitos por ejemplo). Algunas aplicaciones típicas en Sistemas

Eléctricos de Potencia son:

• Chequeo de la capacidad de resistencia térmica de los componentes del

Sistema,

• Selección y ajuste de dispositivos de protección,

• Determinación de la resistencia mecánica de los elementos del sistema,

• Cálculo de fallas que deben ser comparadas con los rangos de interrupción de

los disyuntores,

• Dimensionamiento de dispositivos de puesta a tierra para subestaciones.

El DIgSILENT ofrece los métodos de cálculo de corto circuito de acuerdo a las

siguientes normas:

• Según VDE,

• Según IEC,

57

• Según ANSI,

• Completo (Para cálculo de fallas múltiples).

3.2.3 MODULO DE PROTECCIONES

Los modelos de protección del DIgSILENT han sido implementados con la

siguiente filosofía:

• El modelo podrá ser lo más real que sea posible,

• El usuario puede crear protecciones complejas o alterar las existentes,

• Todos los modelos de protección actuarán sobre los interruptores,

• Un fusible es modelado como un relé de sobrecorriente actuando sobre un

interruptor. Los dispositivos de protección son almacenados en el objeto sobre el

cual van a actuar.

3.2.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA

El análisis de flujos de potencia tiene por objetivo calcular el flujo de potencia

activa y reactiva a través de una red, así como también determinar la magnitud de

voltaje de todas las barras del sistema para una condición de operación

específica, además es posible obtener información adicional como por ejemplo el

porcentaje de carga de los transformadores la cual es importante para tomar

decisiones de planificación a futuro.

3.2.5 ELEMENTOS QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS DE FLUJOS DE

POTENCIA

3.2.5.1 Barras o Nodos

Las barras representan elementos de conexión de generadores, líneas,

compensación etc. por este motivo se toman como referencia para examinar el

comportamiento de variables eléctricas como: potencia activa, potencia reactiva,

magnitud y ángulo de voltaje. En un SEP se pueden determinar los siguientes

tipos de barras.

58

Barra de voltaje controlado PV.- Este tipo de barras están asociadas a

generadores, condensadores sincrónicos y compensación estática capacitiva, por

tanto es posible declarar la potencia activa que se va a despachar y la magnitud

de voltaje, además de los límites de potencia reactiva dentro de los cuales puede

trabajar.

Barra de carga PQ.- Este tipo de barras está asociado a cargas que generalmente

se las considera de potencia constante, por ende se especifica la potencia activa y

reactiva a ser absorbida del sistema.

Barra de dispositivos.- En esta barra se especifican los límites relacionados con

los dispositivos conectados, los mismos que pueden ser convertidores HVDC, u

otros dispositivos de control de potencia.

Barra oscilante (Slack).- Esta barra tiene la cualidad de entregar la potencia activa

y reactiva necesaria para poder balancear el sistema. En esta barra se debe

especificar el voltaje en magnitud y ángulo ya que es la referencia para todos los

cálculos. En la vida real esta barra no existe ya que todos los generadores tienen

sus limitaciones.

3.2.5.2 Líneas de Transmisión

Las líneas son representadas por el equivalente , con parámetros concentrados,

si existen condensadores o inductores con conexión shunt, estos se representan

como una admitancia conectada entre los terminales de la línea y tierra. Mientras

que si existe una compensación serie el valor de admitancia correspondiente debe

ser restado de la admitancia de la línea.

3.2.5.3 Transformadores

En la mayoría de los casos se usa el equivalente , si el tap está en posición

nominal o no existe tap el equivalente no tiene ramas paralelas, en otras

palabras se representa como una reactancia en serie.

59

3.2.5.4 Generadores

Es posible representar al generador de rotor cilíndrico con el voltaje interno de la

máquina, la reactancia Xd, y el voltaje terminal. Mientras que el rotor de polos

salientes al no tener una representación gráfica, las ecuaciones correspondientes

provienen del diagrama fasorial.

3.3 MODELACIÓN DEL SEQ CON POWER FACTORY DE

DIGSILENT

Con la base de datos, con información técnica de generadores, líneas de

transmisión, transformadores y el diagrama unifilar proporcionados por el

Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica Quito se modeló el sistema

eléctrico de subtransmisión en POWER FACTORY de DIGSILENT para los dos

niveles de voltaje 138 kV y 46 kV, mismos que se muestran en los Anexos 3.1 y

3.2 respectivamente.

Para realizar las simulaciones y estudios de flujo de carga hay que tomar en

cuenta que el sistema eléctrico de potencia de la EEQ no es un sistema aislado

sino que como ya se mencionó en el Capítulo 1 este tiene puntos de transferencia

con el Sistema Nacional Interconectado -SNI- para comprar energía, por lo que

necesariamente interactúa con el mismo, es por eso que el sistema modelado de

la EEQ se ha incorporado al sistema modelado del SNI presentado en el Anexo

3.3 el cual fue igualmente proporcionado por el Departamento de Planificación de

la EEQ.

A continuación se presenta los elementos que conforman el SEQ y que han sido

modelados para su posterior simulación:

3.3.1 DATOS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL SEQ

A continuación se presenta los elementos que conforman el SEQ y que han sido

modelados:

60

3.3.1.1 Líneas de subtransmisión

Línea a 230 kV

Tabla 28 Línea de transmisión 230 kV que pertenece al SEQ

Desde Hasta Longitud (km) MCM TIPO

Santa Rosa Pomasqui 45.9 1200 ACAR

Líneas a 138kV

La Empresa Eléctrica Quito ha previsto la construcción de un nuevo sistema de

subtransmisión a nivel de 138 kV con la finalidad de abastecer la creciente

demanda de energía así como de aumentar la confiabilidad, continuidad y calidad

del servicio eléctrico, forman parte de este nuevo proyecto un total de 20 líneas las

que se detallan en la tabla siguiente:

Tabla 29 Líneas de subtransmisión del anillo de 138 kV


Santa Rosa El Carmen 30.00 397.5 ACSR 26/7

El Carmen Recuperadora 31.00 397.5 ACSR 26/7

Tababela Recuperadora 12.00 750 ACAR 18/19

Recuperadora Booster 1 19.00 397.5 ACSR 26/7

Booster 1 Booster 2 5.00 397.5 ACSR 26/7

Santa Rosa Derv Adelca 0.35 636 ACSR 26/7

Derv Adelca Derv Adelca 15.75 350 ACAR 12/7

Santa Rosa Conocoto 12.50 500 ACAR 30/7

Conocoto Vicentina 10.00 500 ACAR 30/7

Termopichincha Vicentina 7.20 477 ACSR 26/7

Selva Alegre Eugenio Espejo 16.26 636 ACSR 26/7

Selva Alegre Santa Rosa 24.17 636 ACSR 26/7

Selva Alegre Cotocollao 8.48 636 ACSR 26/7

Selva Alegre Pomasqui 17.13 636 ACSR 26/7

Cotocollao Pomasqui 17.73 636 ACSR 26/7

Pomasqui (q) Pomasqui (t) 3.17 636 ACSR 26/7

Pomasqui (q) Cristiania 6.51 477 ACSR 26/7

61

Vicentina Pomasqui (t) 20.51 477 ACSR 26/7

Mulaló Vicentina 30.00 636 ACSR 26/7

Eugenio Espejo Derv Adelca 9.00 636 ACSR 26/7

Líneas a 46 kV

En total 57 líneas conforman la red de subtransmisión a nivel de 46 kV cuyas

características se detallan en la siguiente tabla:

Tabla 30 Líneas de subtransmisión de la red de 46 kV

Desde HastaLongitud

(km)MCM TIPO

SANTA ROSA MACHACHI 11.50 500 ACAR 30/7

MACHACHI ADELCA 4.30 477 ACSR 26/7

SANTA ROSA SAN RAFAEL 14.06 477 ACSR 26/7

SAN RAFAEL SANGOLQUI 7.85 3/0 ACSR 6/1

ENKADOR SANGOLQUI 5.60 266 ACSR 26/7

SANGOLQUI PASOCHOA 8.83 3/0 ACSR 6/1

SAN RAFAEL S/E GUANGOPOLO TÉRMICA 3.30 477 ACSR 26/7

S/E GUANGOPOLO TÉRMICA S/E GUANGOPOLO HIDRA 1.14 477 ACSR 26/7

S/E GUANGOPOLO TÉRMICA S/E SUR 7.83 477 ACSR 26/7

S/E GUANGOPOLO HIDRA S/E SUR 6.87 477 ACSR 26/7

CH PAPALLACTA S/E PIFO 22.60 3/0 ACSR 6/1

TUMBACO CUMBAYÁ 2.11 477 ACSR 26/7

CUMBAYÁ NAYON 2.97 477 ACSR 26/7

NAYON AEROPUERTO 12.40 477 ACSR 26/7

NAYON QUINCHE 10.00 477 ACSR 26/7

CUMBAYA 1 NORTE 1 6.30 750 ACSR 26/7

CUMBAYA 2 NORTE 2 6.30 750 ACSR 26/7

NORTE RIO COCA 2.45 477 ACSR 26/7

NORTE VICENTINA 5.09 477 ACSR 26/7

NORTE DERV CAROLINA 1.42 477 ACSR 26/7

NORTE DERV IÑAQUITO 1.65 477 ACSR 26/7

DERV IÑAQUITO IÑAQUITO 0.23 750 ACAR 18/19

DERV CAROLINA CAROLINA 1.94 477 ACSR 26/7

DERV CAROLINA DERV LA FLORESTA 2.32 397.5 ACSR 26/7

DERV LA FLORESTA LA FLORESTA 0.22 397.5 ACSR 26/7

62

DERV LA FLORESTA VICENTINA 0.59 477 ACSR 26/7

DERV IÑAQUITO DERV GRANDA CENTENO 1.89 750 ACAR 18/19

DERV GRANDA CENTENO GRANDAS CENTENO 0.10 750 ACAR 18/19

DERV GRANDA CENTENO SELVA ALEGRE 2.11 750 ACAR 18/19

SELVA ALEGRE BELISARIO QUEVEDO 2.62 266.8 ACSR 26/7

SELVA ALEGRE DERV MIRAFLORES 3.75 477 ACSR 26/7

DERV MIRAFLORES MIRAFLORES 0.10 477 ACSR 26/7

DERV MIRAFLORES PEREZ GUERRERO 0.68 477 ACSR 26/7

PEREZ GUERRERO DERV P. GUERRERO 1.39 477 ACSR 26/7

DERV P. GUERRERO DIEZ VIEJA 0.31 266.8 ACSR 26/7

DERV DIEZ NUEVA DERV P. GUERRERO 1.50 477 ACSR 26/7

DERV DIEZ NUEVA VICENTINA 1.50 477 ACSR 26/7

DERV DIEZ NUEVA DIEZ NUEVA 1.50 477 ACSR 26/7

VICENTINA SUR 3.75 750 ACAR 18/19

SUR LULUNCOTO 0.18 266.8 ACSR 26/7

SUR EPICLACHIMA 5.67 477 ACSR 26/7

SUR CHIMBACALLE 1.63 266.8 ACSR 26/7

SUR DERV SUCRE Y MARÍN 1.22 477 ACSR 26/7

DERV MARIN Y SUCRE LA MARÍN 0.57 397.5 ACSR 26/7

DERV MARIN Y SUCRE ESCUELA SUCRE 0.62 397.5 ACSR 26/7

SELVA ALEGRE SAN ROQUE 4.90 750 ACAR 18/19

SELVA ALEGRE DERV EL BOSQUE 3.05 477 ACSR 26/7

DERV EL BOSQUE EL BOSQUE 0.40 477 ACSR 26/7

RIO COCA DERV EL BOSQUE 3.35 477 ACSR 26/7

EL BOSQUE DERV ANDALUCÍA 2.99 477 ACSR 26/7

DERV ANDALUCÍA ANDALUCÍA 0.90 477 ACSR 26/7

DERV ANDALUCÍA COTOCOLLAO 3.65 477 ACSR 26/7

COTOCOLLAO LOS BANCOS 48.55 4/0 ACSR 6/1

SAN ROQUE DERV BARRIONUEVO 5.38 477 ACSR 26/7

EPICLACHIMA DERV BARRIONUEVO 3.76 477 ACSR 26/7

DERV BARRIONUEVO BARRIONUEVO 0.39 477 ACSR 26/7

EPICLACHIMA SANTA ROSA 6.93 477 ACSR 26/8

63

Líneas a 23 kV

Las líneas a 23 kV forman parte del sistema de distribución pero las que se

describen en la tabla 31 se las considera del de subtransmisión ya que son

alimentadores expresos o permitan la conexión entre centrales.

Tabla 31 Líneas de subtransmisión a nivel de 23 kV


LOS CHILLOS SAN RAFAEL 12.90 2/0 ACSR 6/1

C.H. LORETO C.H. PAPALLACTA 5.50 2/0 ACSR 6/1

S/E PIFO NOVOPAN 6.00 2/0 ACSR 6/1

S/E PIFO TUMBACO 11.40 2/0 ACSR 6/1

POMASQUI (Q) URAVIA 3.70 2/0 ACSR 6/1

POMASQUI (Q) PERLABI 3.70 2/0 ACSR 6/1

POMASQUI (Q) S/E EQUINOCCIAL 3.70 2/0 ACSR 6/1

3.3.1.2 Centrales de generación

Tabla 32 Parámetros de la Central Hidráulica Cumbayá

UNIDADP nominal

MW

Voltaje nominal

(kV)

Factor de

PotenciaMVA Conexión

UNIDAD 1 10 4.16 0.9 11.11 Y

UNIDAD 2 10 4.16 0.9 11.11 Y

UNIDAD 3 10 4.16 0.9 11.11 Y

UNIDAD 4 10 4.16 0.9 11.11 Y

Tabla 33 Parámetros de la Central Hidráulica Nayón

UNIDADP nominal

MW

Voltaje nominal

(kV)

Factor de


UNIDAD 1 15 6.9 0.9 16.67 Yn

UNIDAD 2 15 6.9 0.9 16.67 Yn

64

Tabla 34 Parámetros de la Central Hidráulica Guangopolo

UNIDADP Nominal

MW

Voltaje Nominal

(kV)

Factor de


UNIDAD 1 2 2.3 0.8 2.5 Y

UNIDAD 2 2 2.3 0.8 2.5 Y

UNIDAD 3 1.7 2.3 0.85 2 Y

UNIDAD 4 1.7 2.3 0.85 2 Y

UNIDAD 5 2 2.3 0.8 2.5 Y

UNIDAD 6 11.8 6.3 0.9 13.11 Y

Tabla 35 Parámetros de la Central Hidráulica Pasochoa

UNIDADP Nominal

MW

Voltaje Nominal

(kV)

Factor de


UNIDAD 1 2.25 4.16 0.8 2.81 Y

UNIDAD 2 2.25 4.16 0.8 2.81 Y

Tabla 36 Parámetros de la Central Hidráulica Los Chillos

UNIDADP Nominal

MW

Voltaje Nominal

(kV)

Factor de


UNIDAD 1 0.89 2.3 0.8 1.11 D

UNIDAD 2 0.89 2.3 0.8 1.11 D

Tabla 37 Parámetros de la Central Térmica Gualberto Hernández

UNIDADP Nominal

MW

Voltaje Nominal

(kV)

Factor de


UNIDAD 1 5.7 13.8 0.9 6.33 D

UNIDAD 2 5.7 13.8 0.9 6.33 D

65

3.3.1.3 Transformadores de potencia

Tabla 38 Parámetros de transformadores de potencia de dos devanados

TRANSFORMADORNIVEL DE VOLTAJE kV POTENCIA

PRIMARIO SECUNDARIO MVA

10 VIEJA 2 43.8 6.3 8/10.

10 VIEJA 1 (ANTIGUO) 43.8/21.9 6.3 5/6.25.

ANDALUCÍA 46 6.3 15/20.

BARRIO NUEVO 2 46 6.3 15/20.

BELISARIO QUEVEDO 43.8 6.3 8/10.

LA CAROLINA 46 6.3 15/20.

CHIMBACALLE 46 6.3/3.637 12/16/20.

COTOCOLLAO 19 23 46 23 20/27/33.

DIEZ NUEVA 46 6.3 15/20.

EL BOSQUE T1 46 6.3/3.637 15/20.

EL QUINCHE 46 23 15/20.

EPICLACHIMA 1 46 23 15/20.

EPICLACHIMA 2 46 23 20/27/33.

ESCUELA SUCRE 43.8/21.9 6.3 5/6.25.

GRANDA CENTENO 46 6.3 15/20.

IÑAQUITO 46 63 15/20.

LA FLORESTA 43.8 6.3 8/10.

LA MARÍN 43.8 6.3 8/10.

LOS BANCOS 43.8 13.2 8/10.

LULUNCOTO 1 43.8 6.3 5/6.25.

LULUNCOTO 2 43.8 6.3 6.25

MACHACHI 46 23 15/20.

MIRAFLORES 43.8 6.3 8/10.

OLÍMPICO NUEVO 46 6.3/3.637 15/20.

PÉREZ GUERRERO 46 6.3 15/20.

RIO COCA 1 46 6.3 15/20.

RIO COCA 2 46 6.3 15/20.

SAN RAFAEL 46 23 20/27/33.

SANGOLQUI 46 23 15/20.

SAN ROQUE 46 6.3 15/20.

66

SANTA ROSA 37 23 46 23 15/20.

TUMBACO 1 46 23/13.279 20/27/33.

TUMBACO 2 46 23 15/20.

ADELCA 2 (MACHACHI) 46 6.3 10/12.

ENKADOR (ACTUAL) 43.8 21.9 5/6.25.

GUANGOPOLO TÉRMICA (G.T. T1) 46 13.8 35/46.5/52.5.

Tabla 39 Parámetros de transformadores de las centrales de generación

TRANSFORMADORNIVEL DE VOLTAJE kV POTENCIA

PRIMARIO SECUNDARIO MVA

CENTRAL LULUNCOTO 46 6.3 9/11.25

CENTRAL NAYÓN 1 46 6.9 12.5/16.5

CENTRAL NAYÓN 2 46 6.9 12.5/16.5

CENTRAL PASOCHOA 43.8 25.288 10/12.5

CUMBAYÁ 1 46 4.16 10/12.5

CUMBAYÁ 2 46 4.16 10/12.5

CUMBAYÁ 3 46 4.16 10/12.5

CUMBAYÁ 4 46 4.16 10/12.5

EL BOSQUE T2 46 6.3 15/20

LOS BANCOS FUERA DE SERVICIO 43.8 6.3 3

LOS CHILLOS 1 22 2.3 1.667/2.33

LOS CHILLOS 2 22 2.3 1.667/2.33

LOS CHILLOS 3 22 2.3 1.667/2.33

ADELCA 1 (SANTA ROSA 2) 138 23 10.5

ADELCA 1 (MACHACHI) 46 6.3 7.5/9.375

ADELCA 2 (SANTA ROSA 2) 138 23 45

EMAAPQ BOOSTER 1 132 6.9 12.6/18

EMAAPQ BOOSTER 2 132 6.9 12.6/18

EMAAPQ EL CARMEN 138 6.6 12.5

EMAAPQ RECUPERADORA 132 6.9 12.6/18

EQUINOCCIAL 43.8 13.2 3

TABABELA 138 23 20/27/33

67

Tabla 40 Parámetros de transformadores de potencia de tres devanados

TRANSFORMADOR

NIVEL DE VOLTAJE kV

POTENCIA MVAPRIMARIO SECUNDARIO TERCIARIO

SAN RAFAEL 46 22 6.3 2.5/7.5

BARRIO NUEVO 46 23 6.3 15/20

SUR 46 22 6.3 2.5/7.5

SELVA ALEGRE T1 138 46 6.3 60/80/100.

SELVA ALEGRE T2 138 46 6.3 60/80/100.

VICENTINA T2 138 46 6.3 37/48

VICENTINA T1 138 46 6.3 60/80/100.

COTOCOLLAO 138 46 138 46 23 60/80/100.

COTOCOLLAO 46 23 46 23 13.8 15/20

LULUNCOTO 46 22 6.3 2.5/7.5

SANTA ROSA TRN 138 46 13.8 45/60/75

SANTA ROSA TRP 138 46 13.8 45/60/75

SANTA ROSA ATU 230 138 13.8 99/375

SANTA ROSA ATT 230 138 13.8 225/300/375

POMASQUI ATU 230 138 13.8 180/240/300

3.4 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA

Los valores obtenidos del estudio de flujos de potencia para las principales

subestaciones y líneas del área de influencia de los proyectos de generación se

exponen en las Tablas 41 y 42.

De la simulación realizada se observa que los perfiles de voltaje del sistema se

encuentran dentro de los límites permitidos, establecidos en la Regulación No.

CONELEC – 004/02, estos valores están en el orden de 1 y 1.03 pu en las barras

de 138 kV para el año de entrada de las nuevas centrales de generación.

Con respecto a las líneas de subtransmisión, en los resultados que arrojó la

simulación muestra que estas estarán operando dentro de su rango normal de

cargabilidad y capacidad de transmisión, es decir, no sobrepasan el límite del 80%

de nivel de carga, mismas que se encuentran entre el 6.97% y el 27.6% de

cargabilidad para las líneas a 138 kV.

68

Tabla 41 Niveles de voltaje en barras de 138 kV para 2016

VOLTAJE EN BARRAS DEL ANILLO DE 138 kV

BARRA kV pu

B_INGA 139.56 1.01

B1_BOOSTER 138.58 1.00

B2_BOOSTER 138.45 1.00

B1_RECUPERADORA 139.43 1.01

B1_VICENTINA 139.81 1.01

B1_N. CUMBAYÁ 139.9 1.01

B1_ZÁMBIZA 140.04 1.01

B1_EL QUINCHE 140.04 1.01

B1_TABABELA 139.73 1.01

B1_POMASQUI 142.01 1.03

B1_SAN ANTONIO 141.38 1.02

Tabla 42 Flujos de potencia en líneas de 138 kV

FLUJOS DE POTENCIA EN LÍNEAS DE 138 kV

LÍNEAP

(MW)

Q

(Mvar)

%

CARGABILIDAD

L_INGA_RECUPERADORA 9.68 1.64 6.97

L_RECUPERADORA_BOOSTE 1 22.64 5.61 16.62

L_BOOSTER 1_BOOSTE 2 12.54 3.73 9.32

L_INGA_VICENTINA_1 Y 2 52.93 12.67 27.26

L_VICENTINA_N CUMBAYÁ 14.1 27.43 19.26

L_N CUMBAYA_ZAMBIZA 11.86 37 24.27

L_POMASQUI_SAN ANTONIO 19.02 0.51 11.8

L_ZAMBIZA_EL QUINCHE 31.66 5.07 16.11

3.4.1 EQUIPAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES

A continuación se describe la situación en la que estarán operando las

subestaciones consideradas en este estudio para recibir la generación térmica e

69

hidráulica, esto basado en información obtenida de los planes de expansión 2011-

2021 de la EEQ y de CELEC EP-TRANSELECTRIC.

Subestación El Inga

La subestación El Inga es de propiedad de CELEC EP-TRANSELECTRIC misma

que entrará en operación en 2014 con la puesta en servicio de un patio de

230/138 kV y 300 MVA de potencia instalada destinado a abastecer los

requerimientos de demanda de las subestaciones de la EEQ ubicadas en el

nororiente de la ciudad de Quito, para lo cual se realizará un seccionamiento en la

línea Santa Rosa – Pomasqui II.

La subestación contará con:

Un Transformador trifásico de 180/240/300 MVA.

Cuatro bahías de línea de 230 kV.

Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

Una bahía de transformador de 230 kV.

Cuatro bahías de línea de 138 kV.

Una bahía de transferencia de 138 kV.

Una bahía de transformador de 138 kV. Tramo L/T 2 x 3 Km, 230 kV, doble circuito

Subestación No 31 Tababela

Esta subestación entró en servicio desde el 30 mayo 2011, con un transformador

de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, tiene un esquema en anillo para tener mayor

confiabilidad para lo cual se dispone de:

Dos disyuntores en 138 kV con los respectivos seccionadores de línea para

línea EMAAP-Q

Disyuntor en 138 kV con seccionadores de barra que completa el anillo

En 23 kV cuanta con cuatro bahías para los alimentadores A, B, C, D.

Una bahía para un banco de capacitores de 4.5 MVA a 23 kV

La capacidad de la barra es de 102 MVA ya que cuenta con un conductor de

calibre 750 MCM con una capacidad de corriente de 741 A.

70

Subestación Vicentina

En la actualidad la subestación Vicentina cuenta con dos transformadores, TR1 de

propiedad de CELEC EP-TRANSELECTRIC de 48 MVA 138/46 kV mismo que

para 2016 será reemplazado por uno de 100 MVA de capacidad debido al

aumento de la carga que abastecerá, adicional la EEQ instalará un transformador

de 33 MVA, 138/23 kV que abastecerá directamente al metro de la cuidad.

El conductor de barra es de cobre de 1000 MCM de calibre el mismo que tiene

una capacidad de corriente de 1300 A, o 179 MVA para el nivel de voltaje de la

barra.

Subestación No 22 San Antonio

Va a contar al 2014 con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV y al 2021

se espera instalar un segundo transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kV al 2015,

se concluye por los trasformadores a instalarse que la capacidad de la barra será

de mínimo 66 MVA.

Subestación No 14 Zámbiza

Entra en servicio el 2013 con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por

adquirirse, al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA,

138/23 kV para satisfacer la demanda, se concluye por los trasformadores a

instalarse que la capacidad de la barra será de mínimo 66MVA.

Subestación No 35 Cumbayá

Entra en el 2015, está previsto la puesta en servicio de un transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV, y al 2017 se instalará un nuevo transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV, se concluye por los trasformadores a instalarse que la

capacidad de la barra será de mínimo 66MVA.

El conductor de barra que se planea instalar en estas subestaciones es de

aluminio de 750 MCM de calibre el mismo que tiene una capacidad de corriente de

741 A, o 102 MVA para el nivel de voltaje de la barra.

71

En la tabla 43 se muestra los valores de potencia activa y reactiva con que estarán

trabajando las subestaciones que tentativamente podrían recibir la generación

térmica e hidráulica, indicando la cargabilidad del trasformador en MVA y

porcentaje resultado de la simulación.

Tabla 43 Parámetros de operación de las subestaciones posibles puntos de conexión

S/E Año Nombre Vn kVSn

MVA

Sop

MVA

Pop

MW

Qop

MVAr

CARGABILID

AD

GEN

ERACIÓNHIDRÁULICA

VICENTINA

2012TR1 138/46 48 38.74 37.24 10.69 80.13%

TR2 138/46 100 51.01 48.2 16.7 50.65%

2016

TR1 138/46 100 57.84 52.06 25.2 57.09%

TR2 138/46 100 57.27 51.45 25.15 56.53%

TR3 138/23 33 23.70 22.38 7.8 70.88%

TABABELA2012 TR1 138/23 33 17.29 16.72 4.41 52.32%

2016 TR1 138/23 33 13.21 12.91 2.8 39.53%

EL INGA 2016TR1 230/138 225 86.73 76.02 41.75 43.78%

TR2 230/138 225 86.73 76.02 41.75 43.78%

C.TÉR

MICA ZÁMBIZA 2016 TR1 138/23 33 24.7 23.5 7.6 74.8%

CUMBAYÁ 2016 TR1 138/23 33 26.9 25.9 7.6 81%

S.

ANTONIO2016 TR1 138/23 33 29.8 28.7 8.1 90%

Una vez que se conoce las características técnicas y la condición de operación de

las subestaciones, se concluye que tienen la capacidad de recibir la generación

tanto térmica como hidráulica.

72

CAPITULO 4

4 ESTUDIO DE LA RUTA PARA LA LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN

En este capítulo, se realiza el estudio técnico para cada una de las alternativas

consideradas para la conexión de las centrales de generación, se inicia

presentando una ruta preliminar, las mismas que se han determinado en base a

líneas existentes del SNT aprovechado su franja de servidumbre, con la única

finalidad de obtener una longitud aproximada para luego realizar estudios de flujos

de potencia y determinar técnicamente cuál de las alternativas es mejor

comparando los parámetros obtenidos..

4.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO ELÉCTRICO DE LÍNEAS DE

TRANSMISIÓN

En sistemas eléctricos de potencia las líneas de transmisión son las encargadas

de transportar la energía producida desde las centrales de generación hasta los

centros de consumo, por lo que, para diseñar una línea de transmisión se toman

en cuenta aspectos técnicos y económicos.

En este sentido, aspectos técnicos como el voltaje de transmisión, la selección

adecuada del tipo y calibre del conductor hará posible transmitir potencia de

manera eficiente, además que, de esto dependerá del costo de la infraestructura

necesaria para la implementación del sistema de transmisión.

Las líneas de transmisión transportan energía, asegurando la calidad del producto,

con niveles de pérdidas bajos y a un precio conveniente.

73

4.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN

4.1.1.1 Capacidad Máxima de Transmisión de Potencia

Se refiere a la máxima cantidad de potencia que puede ser transportada a través

de la línea de transmisión en estado de operación normal. La capacidad está

limitada por los siguientes factores:

Límite térmico

Limite por caída de voltaje

Límite de estabilidad en estado estable

4.1.1.1.1 Por Límite Térmico

Relacionado directamente con la máxima corriente que soporta el conductor, esto

es un limitante para la transferencia de potencia activa, ya que al tener el

conductor resistencia al paso de la corriente produce el incremento de la

temperatura del mismo, y al sobrepasar este límite el conductor pierde sus

características eléctricas y mecánicas.

La temperatura de un conductor aumenta principalmente por la radiación solar, el

efecto joule y la pérdida por convección y radiación del conductor, este límite

puede ser determinado con el método descrito en la norma IEEE Std - 738 de 2006:

“Standard for Calculating the Current - Temperature of Bare Overhead Conductors”.

La ecuación utilizada para determinar la máxima potencia en MW que el conductor

puede transportar, según la norma antes mencionada, es la siguiente:

(20)

Dónde:

Vn: Voltaje nominal (kV)

IMA: Corriente máxima admisible (A)

cos ( : Factor de potencia

74

4.1.1.1.2 Por Caída de Voltaje

La caída de voltaje, está directamente relacionada con la entrega de potencia

reactiva en el extremo receptor de la línea, es decir la potencia transferida que

produce variaciones de voltaje superior a los límites establecidos en las

regulaciones vigentes.

Este factor afecta principalmente a líneas de mediana y larga longitud, debido a

que estas tendrán que transportar grandes cantidades de potencia, en Ecuador los

límites permitidos de caída de voltaje en líneas de 230 kV y 138 kV son +7%/-5% y

+5%/-7% respectivamente, para las líneas de subtransmisión de 69 kV, 46 kV, y

34.5 kV es de +/-3%.

La caída de voltaje se calcula mediante la fórmula:

(21)

Donde:

CV (%): Caída de voltaje en porcentaje

Vs: Voltaje en el extremo de envío

VR: Voltaje en el extremo receptor

4.1.1.1.3 Límite por estabilidad en estado estacionario

Se refiere a la máxima potencia que puede ser transmitida sin provocar un colapso

de voltaje, esta máxima transferencia se da cuando el ángulo de potencia (delta)

es igual a 90º.

En este sentido, el tratar de sobrepasar el límite de estabilidad daría lugar a que

las máquinas sincrónicas en el sistema pierdan sincronismo provocando

inestabilidad en el sistema por lo que existe un margen de estabilidad para la

transferencia de potencia que está definido en función de la máxima potencia

admisible y se calcula con la siguiente ecuación:

(22)

75

Donde:

PMAX: Es el límite de la estabilidad en el estado estacionario del generador, es la

máxima potencia que se puede transmitir sin perder el sincronismo.

P0: Es la potencia de salida con que se está operando.

4.1.1.2 Pérdidas en Líneas De Transmisión

Al transportar energía desde las centrales de generación hasta los centros de

consumo uno de los principales problemas que se presenta es la pérdida de

potencia y energía, lo cual influye directamente en el costo de operación de una

línea de transmisión.

Las pérdidas de potencia y energía se producen por el efecto Joule y el efecto

Corona los cuales esta relacionados directamente con la corriente en la líneas y el

nivel de voltaje respectivamente.

4.1.1.2.1 Pérdidas por efecto Joule

Los materiales utilizados para la transmisión de potencia presentan una

resistencia al paso de la corriente lo que aumenta la temperatura del conductor,

esta energía se disipa en forma de calor a esto se le denomina pérdidas de

potencia y energía por efecto Joule.

Las pérdidas de potencia por efecto Joule se calculan así:

(23)

cos3NV

PI máx

MÁX (24)

Donde:

Imáx = corriente debida a la potencia máxima a transmitirse, [A]

R = resistencia del conductor a la temperatura máxima admisible,[ ]

N = número de circuitos

76

Esta energía consumida por la línea de transmisión incide directamente en la

economía de operación ya que un sistema de transmisión con altos niveles de

pérdidas aumentará el costo de la energía y en el desempeño técnico de la línea,

ya que al tener una alta temperatura el conductor pierde sus características

eléctricas y mecánicas lo cual repercute en una ineficiente operación del sistema.

4.1.1.2.2 Pérdidas por efecto Corona

El efecto corona es producido por la ionización del aire que rodea al conductor,

debido al alto nivel de voltaje en la línea, los principales efectos causados por este

efecto son el ruido audible, la radio interferencia y las pérdidas de potencia y

energía.

El efecto corona se produce cuando el voltaje crítico disruptivo es menor al voltaje

de las líneas, este voltaje crítico se calcula como se indica a continuación:

(25)

(26)

(27)

(28)

Donde:

Uc = Voltaje crítico disruptivo

mc = Coeficiente de rugosidad del conductor

mt = Coeficiente meteorológico

= Factor de corrección de la densidad del aire

h = Presión barométrica

= Temperatura media del ambiente a la latitud el punto considerado (°C)

77

y = Altura promedio sobre el nivel del mar

= Rigidez dieléctrica del aire 21.1 kV/cm

r = Radio del conductor en cm

= Factor para la disposición en haces de conductores. =1 si hay un conductor

por fase.

n = Número de conductores por fase

R = Radio de los subconductores agrupados por fase en cm.

El efecto corona produce descargas alrededor del conductor, este fenómeno es la

causa de las pérdidas de potencia y energía, para determinar el valor de esta

potencia que se disipa al medio ambiente se utiliza la fórmula de PEEK:

(39)

Donde:

Pc = Pérdidas de potencia por efecto corona en kW/km

Uc = Voltaje crítico disruptivo en kV

Umax = Voltaje compuesto más elevado en kV

f = Frecuencia en Hertz

Los valores del Voltaje compuesto más elevado Umax se obtiene incrementando el

voltaje nominal en un 10% a 15%, Los coeficientes de rugosidad y meteorológico

se describen en la tabla 44 y 45:

Tabla 44 Valores de mc

mc

1 Para hilos de superficie lisa

0.93 a 0.98 Para hilos oxidados o rugosos

0.83 a 0.87 Para cables

78

Tabla 45 Valore de mt

mt

1 Para periodo seco

0.8 Para periodo lluvioso

4.1.2 ASPECTOS ECONÓMICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN

4.1.2.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO

El cálculo del conductor económico es un proceso mediante el cual se determina

la sección con la cual se puede transmitir potencia, garantizando que se tenga

bajos niveles de pérdidas y que la caída de voltaje se encuentre en límites

admisibles, para de esta manera reducir costos tanto de operación como de

inversión.

Para el efecto, se debe realizar un estudio técnico económico a conductores de

diferentes calibres y tipo, tomando en cuenta los costos de pérdidas tanto de

potencia y energía así como la inversión que se deberá realizar para la puesta en

operación de la línea (costo del conductor), para lo cual se sigue el siguiente

procedimiento:

1. Determinar el costo del conductor en USD/km

2. Determinar el costo de pérdidas de potencia en USD/kW

3. Determinar el costo de pérdidas de energía en USD/kWh

4. Determinar el costo total es decir costo de conductor más el costo total por

pérdidas de potencia y energía.

Los precios referenciales para el cálculo de pérdidas de potencia y energía se

obtuvieron del Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, siendo, el precio

referencial de generación de 0.0464 USD/kWh y el costo medio de potencia es de

1.77 USD/kW-mes, en lo referente al costo del conductor este ha sido

proporcionado por la empresa JR ELECTRIC SUPLY.

79

Para el presente estudio se han considerado los conductores tipo ACAR y

tomando en cuenta la corriente que se va a transmitir se parte tomando como

base el conductor que tenga la capacidad de al menos transmitir dicha corriente.

Debido a que no se cuenta con una programación de despacho para las centrales

de generación, los cálculos se realizan considerando el factor de planta de éstas,

dato que se encuentra publicado en la página web de CELEC EP, en el caso de

las centrales hidráulicas y para la central térmica fue proporcionado por la EEQ.

Con lo antes mencionado, se calculan las pérdidas de potencia y de energía

producidas en la línea de transmisión para un periodo de diez años, luego de lo

cual se determinan los costos que dichas pérdidas representan.

Para determinar el valor presente del costo total de pérdidas para los años futuros

se utiliza el método del valor actual neto -VAN-, utilizado para la evaluación de

proyectos de inversión, este método consiste en determinar la equivalencia en el

tiempo 0 de los flujos de fondos futuros que genera un proyecto y comparar esta

equivalencia con el desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es mayor que

el desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea aceptado.

Determinado el VAN, se determina el costo total que generaría la operación de la

línea de transmisión y la inversión para su implementación.

4.1.2.2 ESTRUCTURAS DE SOPORTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Del conductor económico determinado de acuerdo al proceso indicado en el

numeral anterior y del perfil del terreno por el que la línea atraviesa depende el

diseño de las torres de transmisión cuya función es la de soportar la carga vertical

debido al peso de los conductores, los herrajes y elementos de aislamiento, de

igual forma proporciona el aislamiento necesario, distancias de seguridad, entre

conductores de fase y entre conductores de fase y tierra además de mantener una

altura adecuada sobre el nivel del suelo.

Por su función las torres de transmisión se clasifican en:

80

1.- Estructuras de suspensión: Diseñadas para soportar esfuerzos verticales de

los conductores que están sujetos en la cadena de aisladores, también soportan

cargas transversales por efecto del viento.

2.- Estructuras de retención terminal: Estas son las estructuras que mayor

resistencia mecánica y peso tienen ya que soportan el esfuerzo mecánico de los

conductores de un solo lado.

3.- Estructuras de retención angular: Diseñadas para soportar el esfuerzo

angular de los conductores cuando la línea de transmisión cambia de dirección, es

decir esta estructura se ubica en los vértices de la líneas de transmisión.

4.- Estructuras de retención rompetramos: Utilizada en tramos rectilíneos muy

largos con la finalidad de facilitar el tendido de la línea y en caso de que exista

caída en cascada en las estructuras de suspensión.

El diseño de las torres se lo hace de acuerdo al peso y tensiones que van a

soportar a lo largo de la ruta por la que atraviesa la línea, por lo que los costos que

generaría la construcción de estas estructuras junto con la inversión para el

conductor serían los rubros de mayor importancia a tomar en cuenta para la

implementación de la línea.

4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA

Con el fin de analizar el comportamiento y condiciones de operación de un sistema

de potencia es necesario realizar estudios de flujos de potencia los cuales nos

permitirá conocer si el SEP opera con los parámetros adecuados como voltajes en

barras y cargabilidad de equipos, esto para escenarios tanto en el presente como

futuros.

Los parámetros eléctricos de las líneas se los ha determinado con la ayuda del

programa DIgSILENT Power Factory el cual tiene entre sus utilidades la función

para calcularlos.

81

Con la finalidad de analizar la incidencia del ingreso de las centrales en el sistema,

se modela cada una de las opciones de conexión y se realiza corridas de flujo de

carga en la base de datos del Sistema Eléctrico de la EEQ.

Para el estudio de flujos de potencia se considera el diagrama unifilar para el año

2016 en máxima demanda y periodo lluvioso con las modificaciones y

ampliaciones que tienen previstas realizarse en el sistema de acuerdo con la

planificación de la EEQ y de CELEC EP.

4.3 UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

En el Capítulo 1 se describió la ubicación de las centrales de generación, de igual

manera, ahora se describe la ubicación geográfica de cada una de las

subestaciones consideradas en este estudio.

4.3.1 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LA

CENTRAL TÉRMICA PERUCHO

SUBESTACIÓN SAN ANTONIO

Esta subestación es parte del sistema de subtransmisión de la EEQ, se encuentra

ubicada en la provincia de Pichincha en las coordenadas 785190 E y 10001413 N.

Esta recorre aproximadamente 10 km desde la subestación hasta la central,

necesitaría de aproximadamente 30 torres de suspensión y 7 de retención

considerando un vano promedio estimado de 300 metros. (Figura 15)

Figura 15 Ruta Central Térmica – S/E San Antonio

82

SUBESTACIÓN ZÁMBIZA

Situada en la parroquia del mismo nombre, al noreste de la ciudad de Quito, en las

coordenadas: 784725 E y 9983944 N.

Con un recorrido aproximado de 34 km, esta ruta necesitaría de aproximadamente

100 torres de suspensión y 18 de retención considerando un vano promedio

estimado de 300 metros.

Figura 16 Ruta Central Térmica – S/E Zámbiza

SUBESTACIÓN NUEVA CUMBAYÁ

La subestación Nueva Cumbayá está localizada en las coordenadas 787383 E y

9979845 N, esta ruta recorrería aproximadamente 33 km hasta la central, para lo

que se necesitaría aproximadamente 87 torres de suspensión y 23 de retención

considerando un vano promedio estimado de 300 metros

Figura 17 Ruta Central Térmica – S/E Nueva Cumbayá

83

4.3.2 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS

CENTRALES HIDRÁULICAS QUIJOS-BAEZA

SUBESTACIÓN EL INGA

La subestación EL Inga es propiedad de EP Transelectric, está ubicada en la

parroquia rural de Pifo en las coordenadas: 795961 E y 9966291 N, basados en la

longitud de la ruta de 52 km y un vano promedio de 300 m se ha determinado que

se requeriría 145 torres de suspensión y 18 torres de retención en la presente ruta.

(Figura 18)

Figura 18 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E El Inga

SUBESTACIÓN TABABELA

Se encuentra localizada en la parroquia de Yaruquí del Distrito Metropolitano de

Quito con un área aproximada de 5000 m2 en las coordenadas: 797359.083 E y

9980642.623 N, con un recorrido aproximado de 57 km desde la central serían

necesarias, para la implementación de esta línea de transmisión, 166 torres de

suspensión y 19 torres de retención. (Figura 19)

84

Figura 19 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E Tababela

SUBESTACIÓN VICENTINA

La subestación Vicentina se ubica en Quito, provincia de Pichincha, en las

coordenadas 780345 E y 9976160.00 S.

Para el recorrido de esta línea que es de 67 km requeriría un total de 216 torres,

siendo de estas 194 de suspensión y 22 de retención. (Figura 20)

Figura 20 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E Vicentina

85

4.4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA

CONEXIÓN DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN

HIDROELÉCTRICAS QUIJOS - BAEZA

Es importante mencionar que el estudio de flujos de potencia se realizó poniendo

especial enfoque en el ingreso de las centrales Quijos y Baeza y las

consecuencias que esto ocasionaría, tomando en cuenta que la generación [80

MW] será evacuada desde la subestación Quijos a nivel de 138 kV; respecto a la

central Victoria esta se conecta a nivel de 23 kV con la línea Papallacta - Baeza y

la energía producida por esta servirá para abastecer la demanda de potencia en la

zona.

4.4.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E EL

INGA

4.4.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO

Los datos técnicos necesarios para la determinación del conductor económico

son:

Tabla 46 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA

DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

RUTA: C.H. QUIJOS S/E EL INGA

LONGITUD: 52 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 2

DATOS DE LAS CENTRALES QUIJOS Y BAEZA

CAPACIDAD INSTALADA: 111.11 MVA

FACTOR DE POTENCIA: 0.9

FACTOR DE PLANTA: 0.8

POTENCIA A GENERAR: 80 MW

FRECUENCIA 60 Hz

CORRIENTE DE OPERACIÓN 395 A

En la siguiente gráfica se observa como varía los costos de pérdidas totales así

como el costo para cada calibre del conductor ACAR y de los resultados obtenidos

86

se determina que la sección económica es la que corresponde al ACAR 850 MCM

como se puede ver en la figura.

Figura 21 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA

Figura 22 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA

4.4.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS

Los parámetros del conductor 850 MCM, por circuito para esta línea se indican en

la tabla 47.

$0

$1.000.000

$2.000.000

$3.000.000

$4.000.000

$5.000.000

$6.000.000

$7.000.000

$8.000.000

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO DE PÉRDIDAS COSTO DEL CONDUCTOR

$8.219.913

$7.328.438

$6.698.334

$6.235.886

$5.832.602

$5.616.069

$5.416.726

$5.303.455

$5.221.505

$5.163.226

$5.136.158

$5.124.432

$5.144.288

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO TOTAL

87

Tabla 47 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA

R1[Ohm/km]

X1[Ohm/km]

R0[Ohm/km]

X0[Ohm/km]

0.0748 0.4906 0.4038 1.4109

4.4.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA

Las centrales Quijos y Baeza producirán 80 MW en conjunto, con esta potencia

producida se realiza los flujos de carga para el periodo lluvioso y demanda

máxima del SNI.

Con la puesta en operación de las centrales Quijos y Baeza se abastecerá parte

de la carga de Baeza mediante un transformador 138/23 kV con lo cual se mejora

los niveles de voltaje en la barra de 23 kV.

En este sentido, al abastecer parte de la carga de Baeza reduce la cargabilidad de

la línea Papallacta – Baeza, mediante la cual se abastece actualmente la carga

antes mencionada y que para el año 2016 sobrepasará los límites permitidos de

cargabilidad.

Por otro lado, al transferir la potencia generada hacia la S/E El Inga el aporte de

energía para abastecer la demanda del SEQ será importante ya que a esta

subestación se conectarán subestaciones como Vicentina, Alangasí, Santa Rosa a

nivel de 138 kV.

Respecto a los niveles de voltaje en las barras y los niveles de cargabilidad de los

elementos del sistema estos se mantienen dentro de los límites establecidos en la

regulación.

Los resultados de las simulaciones se presentan a continuación:

Tabla 48 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 1

DEMANDA MÁXIMA

RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO

Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)

TRANSFORMADOR EL INGA_1 90.22 36.74 43.78 73.21 41.97 37.85 17.01

88


TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62

L_BAEZA PAPALLACTA 20.05 7.0 179.3 17.65 5.25 137.13 2.40

L_INGA QUIJOS 78.12 9.20 19.65

Tabla 49 Voltajes en las barras Alternativa 1

DEMANDA MÁXIMA

RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 238.83 1.04 239.34 1.04 0.5 0.21

B_INGA_138 138.95 1.01 139.54 1.01 0.6 0.42

B_VICENTINA_138 139.27 1.01 139.69 1.01 0.4 0.30

B_BAEZA_23 19.68 0.86 23.15 1.01 3.5 17.63

4.4.1.4 Análisis de Contingencias

Desde el punto de vista operativo del sistema de la zona, en lo que tiene que ver

con la cargabilidad de los elementos del mismo, se analiza la salida de uno de los

circuitos de la línea Quijos - El Inga con la finalidad de determinar si este evento

produciría efectos negativos en el sistema.

Un segundo evento de contingencia se analiza para la situación en la que la línea

Baeza – Quijos queda inoperativa, esto permitirá saber si se puede evacuar y que

cantidad de la potencia producida por la central Baeza.

Un circuito de la Línea Quijos – El Inga fuera de servicio

La salida de servicio de uno de los circuitos de la línea Quijos – El Inga no produce

afectación a la normal operación del sistema, la cargabilidad de los equipos no se

incrementa y estos operan por debajo de sus límites permitidos.

En cuanto a los voltajes en las barras la variación es prácticamente imperceptible

para el sistema de acuerdo con los resultados obtenidos que se detallan en las

tablas 50 y 51.

89

Tabla 50 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea Quijos – El Inga

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA




TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.74 1.34 6.49 0.02


L_INGA QUIJOS (un circuito) 78.12 9.20 19.65 78.13 9.32 38.67 0.01

Tabla 51 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea Quijos – El Inga

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.34 1.04 239.18 1.04 0.2 0.07

B_INGA_138 139.54 1.01 139.34 1.01 0.2 0.14

B_VICENTINA_138 139.69 1.01 139.55 1.01 0.1 0.10

B_BAEZA_23 23.15 1.01 23.34 1.01 0.2 0.82

Salida de la línea Baeza – Quijos

De las simulaciones realizadas se observa que, debido a la salida de la línea

Baeza – Quijos, prácticamente se debe dejar de generar en la central Baeza lo

que significa una reducción en la transferencia a través de la línea Quijos - El Inga

lo que repercute en el aumento de la cargabilidad de los trasformadores de la S/E

El Inga.

Los perfiles de voltaje se mantienen dentro de los límites de operación permitida,

la única variación significativa es en la barra de 23 kV de la S/E Baeza que

desciende a 0.98 pu, los resultados se muestran a continuación:

90

Tabla 52 Flujos de potencia, salida de línea Quijos - Baeza

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA




TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.81 1.44 7.15 0.05


L_INGA QUIJOS (un circuito) 78.12 9.20 19.65 39.96 2.51 10.19 38.16

Tabla 53 Perfiles de voltaje, salida de salida de línea Quijos - Baeza

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.34 1.04 239.16 1.04 0.2 0.08

B_INGA_138 139.54 1.01 139.33 1.01 0.2 0.15

B_VICENTINA_138 139.69 1.01 139.56 1.01 0.1 0.09

B_BAEZA_23 23.15 1.01 22.43 0.98 0.7 3.11

4.4.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E

TABABELA


Con una longitud de 57 km, y con las características técnicas descritas en la tabla

52 se determinó que la sección económica es 850 MCM.

Tabla 54 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA


RUTA: C.H. QUIJOS S/E TABABELA

LONGITUD: 57 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 2





91


FRECUENCIA 60 Hz


Los costos totales por pérdidas, el costo del conductor y el costo total se muestran

en las figuras 23 y 24.

Figura 23 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA

Figura 24 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA

De los resultados obtenidos se determina que el conductor económico para la

presente alternativa es el 850 MCM

$0

$2.000.000

$4.000.000

$6.000.000

$8.000.000

$10.000.000

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO DEL CONDUCTOR COSTO DE PÉRDIDAS

$10.591.041

$9.442.411

$8.630.546

$8.034.700

$7.515.084

$7.236.089

$6.979.244

$6.833.297

$6.727.708

$6.652.618

$6.617.742

$6.602.634

$6.628.217

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO TOTAL

92


En la Tabla 6 se indican los parámetros eléctricos por circuito de la línea de

trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA.

Tabla 55 Parámetros eléctricos de la Alternativa 2

R1[Ohm/km]

X1[Ohm/km]

R0[Ohm/km]

X0[Ohm/km]

0.0748 0.4906 0.4038 1.4109


El estudio de flujos de carga para la segunda alternativa se lo realiza para el

periodo lluvioso y en demanda máxima, con la conexión de las centrales de

generación a la S/E Tababela.

Esta alternativa permite abastecer la demanda de las subestaciones Tababela, El

Quinche, Zámbiza y parte de la carga de la S/E Nueva Cumbayá, por lo que, el

aporte de energía se lo realiza de forma directa al SEQ, disminuyendo la

transferencia de potencia desde la S/E Pomasqui 138 kV.

De acuerdo con la planificación la EEQ tiene previsto construir una línea de

transmisión desde la S/E El Inga hasta la S/E Tababela, mediante la cual de

acuerdo a las simulaciones realizadas transmitiría 31.15 MW.

En este sentido, al transmitir la potencia generada en Quijos y Baeza el flujo de

potencia en la línea anteriormente mencionada es de 14.14 MW hacia la S/E El

Inga, así mismo, se reduce la transferencia desde la S/E Pomasqui hacia la S/E

Zámbiza de 19 MW a 2.65 MW.

Los elementos del sistema en el área de influencia operan dentro de sus límites

operativos permitidos llegando a ser la línea Quijos – Tababela la más cargada

con 46%, así como, los voltajes en las barras no violan los niveles máximos

admisibles.

Los resultados obtenidos se detallan a continuación:

93


DEMANDA MÁXIMA





TR_BAEZA 1.72 1.28 6.29


L_QUINCHE ZAMBIZA 5.70 8.60 5.2 51.88 7.76 26.05 46.18

L_POMASQUI ZAMBIZA 19.26 46.74 31.6 0.28 43.97 37.38 18.98

L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31


DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 238.83 1.04 239.39 1.04 0.6 0.23

B_INGA_138 138.95 1.01 139.54 1.01 0.6 0.42

B_TABABELA_138 139.27 1.01 140.63 1.02 1.4 0.98

B_EL QUINCHE_138 139.04 1.01 140.25 1.02 1.2 0.87

B_ZAMBIZA_138 19.68 0.86 23.15 1.01 3.5 17.63

4.4.2.4 Análisis de Contingencia

Los casos de contingencia analizados son:

1.- Salida de un circuito de las líneas Quijos – Tababela

2.- Salida de la línea Tababela – El Quinche

3.- Salida de la línea Quinche – Zámbiza

Salida de un circuito de la línea Quijos – Tababela

Bajo esta condición de operación el sistema funciona sin ninguna afectación

grave, todos los elementos se encuentran trabajando dentro de sus límites

operativos incluso el circuito de la línea Quijos – Tababela que transmite toda la

potencia desde las centrales Quijos y Baeza.

94

Tabla 58 Flujos de potencia, salida de un circuito de la línea Quijos – Tababela

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS TABABELA






L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31 78.16 9.54 38.12 0.00

Los perfiles de voltaje tampoco se ven afectados por la salida del circuito, como se

observa en la siguiente tabla:

Tabla 59 Perfiles de voltaje, salida de la línea Quijos – Baeza

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS TABABELA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.39 1.04 239.14 1.04 0.3 0.10

B_INGA_138 139.54 1.01 139.19 1.01 0.3 0.25

B_TABABELA_138 140.63 1.02 141.18 1.02 0.6 0.39

B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 140.49 1.02 0.2 0.17

B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.95 1.01 0.3 0.22

Salida de la línea Tababela – El Quinche

Al estar las subestaciones Tababela, El Quinche y Zámbiza conectadas de

manera radial hace que esta sea la única dirección en la que se pueda evacuar la

potencia generada; al salir de operación la línea Tababela – El Quinche se

interrumpe este flujo, lo que da lugar a que la central Quijos deje de generar y

Baeza disminuya su producción a 13 MW que es la demanda que se debe

abastecer en la S/E Tababela.

Por lo antes mencionado, el flujo de potencia en la línea El Quinche – Zámbiza se

invierte y la cargabilidad de la línea Pomasqui – Zámbiza aumenta a 31.65%.

95

Tabla 60 Flujos de potencia, salida de la línea Tababela – El Quinche

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_TABABELA EL QUINCHE


TRANS. EL INGA_1 78.37 39.14 39.29 84.84 36.83 41.56 6.47

TRANS. EL INGA_2 78.37 39.14 39.29 84.84 36.83 41.56 6.47




Los niveles de voltaje disminuyen en las barras involucradas pero sin

comprometer la operación del sistema, los resultados se indican a continuación:

Tabla 61 Perfiles de voltaje, salida de la línea Tababela – El Quinche

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_TABABELA EL QUINCHE Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.39 1.04 238.87 1.04 0.5 0.22

B_INGA_138 139.54 1.01 138.97 1.01 0.6 0.41

B_TABABELA_138 140.63 1.02 145.70 1.06 5.1 3.61

B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 139.26 1.01 1.0 0.71

B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.52 1.01 0.7 0.53

Salida de la línea Quinche – Zámbiza

Como se puede ver en los resultados obtenidos de la simulación de este evento

de contingencia se deja de transmitir aproximadamente 55 MW desde las

centrales Quijos y Baeza lo que hace que se aumente la transferencia de potencia

desde el SNT - S/E Pomasqui – hacia la S/E Zámbiza.

El sistema de área de influencia del proyecto opera en condiciones aceptables y

estables en esta contingencia.

96

Tabla 62 Flujos de potencia, salida de la línea El Quinche - Zámbiza

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL QUINCHE ZÁMBIZA


TRANS. EL INGA_1 78.37 39.14 39.29 83.58 37.28 41.11 5.21

TRANS. EL INGA_2 78.37 39.14 39.29 83.58 37.28 41.11 5.21

L_QUINCHE ZAMBIZA 51.88 7.76 26.05 F/S F/S F/S



Tabla 63 Perfiles de voltaje, salida de la línea El Quinche - Zámbiza

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL QUINCHE ZÁMBIZA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.39 1.04 238.96 1.04 0.4 0.18

B_INGA_138 139.54 1.01 139.05 1.01 0.5 0.35

B_TABABELA_138 140.63 1.02 144.99 1.05 4.4 3.10

B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 144.79 1.05 4.5 3.24

B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.67 1.01 0.6 0.42

4.4.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E

VICENTINA


La Alternativa 3 que comprende una línea de transmisión desde la C.H. Quijos

hasta la S/E Vicentina tiene una longitud de 67 km, los datos son:

Tabla 64 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA


RUTA: C.H. QUIJOS S/E VICENTINA

LONGITUD: 67 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 2




97



FRECUENCIA 60 Hz


En el Anexo 4.3 se indican los cálculos realizados para determinar el conductor

económico para esta alternativa, de lo que se determina que la sección económica

es la del 850 MCM.

Los costos de pérdidas y del conductor se representan a continuación:

Figura 25 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA

El costo total para los diferentes calibres de conductores tipo ACAR es:

Figura 26 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA

$0

$1.000.000

$2.000.000

$3.000.000

$4.000.000

$5.000.000

$6.000.000

$7.000.000

$8.000.000

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO DE PÉRDIDAS COSTO DEL CONDUCTOR

$9.010.289

$8.033.096

$7.342.405

$6.835.491

$6.393.429

$6.156.076

$5.937.566

$5.813.402

$5.723.573

$5.659.690

$5.630.019

$5.617.166

$5.638.931

300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900

COSTO TOTAL

98


Ídem a las alternativas descritas anteriormente los parámetros eléctricos del

conductor determinado son:

Tabla 65 Parámetros eléctricos (Alternativa 3)

R1

[Ohm/km]

X1

[Ohm/km]

R0

[Ohm/km]

X0

[Ohm/km]

0.0748 0.4906 0.4038 1.4109


Para el año 2016 se prevé que en la subestación Vicentina será necesario

aproximadamente 170 MW para abastecer la demanda de subestaciones como

Nueva Cumbayá, Zámbiza, Cristianía que se encuentran conectadas a la barra de

138 kV y las que se encuentran aguas abajo en el sistema de subtransmisión a 46

kV, potencia que en su mayoría sería transmitida desde la subestación El Inga, y

la otra parte desde la subestación Santa Rosa.

Con la conexión de las centrales en la subestación Vicentina a nivel de 138 kV,

estas aportarían con un 46% aproximadamente de la potencia necesaria en esta

subestación, lo que significa dejar de transferir esta potencia desde el SNT.

Las pérdidas para esta alternativa aumentan respecto a las dos anteriores debido

a que la longitud de esta es mayor llegando a 0.84 MW que representa el 1.07%

del total de la potencia transmitida.

En cuanto a los niveles de carga de los elementos del sistema, esta alternativa

permite reducir la cargabilidad de las líneas Inga – Vicentina y Santa Rosa –

Vicentina y todos los elementos trabajan dentro de sus límites operativos.

Los resultados obtenidos se detallan a continuación:

99


DEMANDA MÁXIMA





L_CONOCOTO VICENTINA 12.12 10.53 10.43 2.16 8.94 6.20 9.96

L_M. ALTO VICENTINA 26.25 13.93 18.76 14.66 11.98 12.07 11.59

TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62


L_INGA VICENTINA 48.86 13.08 25.44 39.88 15.61 21.46 8.98

L_INGA VICENTINA 78.13 9.32 19.58


DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 238.83 1.04 239.44 1.04 0.6 0.26

B_INGA_138 138.95 1.01 139.50 1.01 0.6 0.40

B_VICENTINA_138 139.27 1.01 140.10 1.02 0.8 0.60

B_BAEZA_23 19.68 0.86 23.28 1.01 3.6 18.29

4.4.3.4 Análisis de Contingencias

Los casos de contingencia analizados para esta alternativa son:

1.- Salida de un circuito de la línea Quijos – Vicentina

2.- Salida de un circuito de la línea El Inga – Vicentina

3.- Salida de la central Quijos

Salida de un circuito de la línea Quijos – Vicentina

Para el presente caso estudiado se realizaron corridas de flujos de carga del

sistema con unos de los circuitos de la línea Quijos – Vicentina, los resultados se

muestran en las tablas:

100

Tabla 68 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea Quijos – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS VICENTINA






TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.72 1.28 6.33 0.04

L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 39.92 14.40 21.30 0.04

L_QUIJOS VICENTINA 78.13 9.33 19.57 78.15 9.47 38.32 0.02

Tabla 69 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea Quijos – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS VICENTINA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.44 1.04 239.23 1.04 0.2 0.09

B_INGA_138 139.50 1.01 139.30 1.01 0.2 0.14

B_VICENTINA_138 140.10 1.02 139.82 1.01 0.3 0.20

B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.60 1.03 0.3 1.37

Los resultados obtenidos muestran que el sistema ante el caso de contingencia

opera en condiciones normales y responde satisfactoriamente frente a la salida de

uno de los circuitos de la línea.

Salida de un circuito de la línea El Inga – Vicentina

Las subestaciones El Inga y Vicentina estarán conectadas a través de una línea

doble circuito de 138 kV, para este caso se analiza la salida de uno de estos

circuitos.

Bajos esta condición de anormalidad del sistema, los parámetros eléctricos como

la cargabilidad de elementos y niveles de voltaje no sobrepasan los niveles

establecidos en las respectivas regulaciones, los resultados se indican a

continuación:

101

Tabla 70 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea El Inga – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA






TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.74 1.31 6.48 0.02

L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 52.35 20.28 28.16 12.47


Tabla 71 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea El Inga – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.44 1.04 239.39 1.04 0.1 0.02

B_INGA_138 139.50 1.01 139.35 1.01 0.2 0.11

B_VICENTINA_138 140.10 1.02 140.16 1.02 0.1 0.04

B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.36 1.02 0.1 0.34

Salida de la central Quijos

Al aportar con 40 MW de generación, la salida de la central Quijos podría significar

un evento que puede afectar la normal operación del sistema, por lo que se ha

realizado el estudio de este caso de contingencia.

Al reducir el aporte de potencia desde Quijos los niveles de transferencia en la S/E

El Inga aumentan, esto para abastecer la demanda de la subestación Vicentina,

así como se incrementa la potencia transmitida desde las subestaciones Conocoto

y Mirador Alto, manteniéndose dentro de los limites operativos.

Los resultados se indican en las tablas:

102

Tabla 72 Flujos de potencia, salida de central Quijos

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CENTRAL QUIJOS






TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.75 1.33 6.60 0.01

L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 44.52 15.44 23.63 4.64


Tabla 73 Perfiles de voltaje, salida de central Quijos

DEMANDA MÁXIMA

RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA Variación

kV pu kV pu kV %

B_INGA_230 239.44 1.04 239.34 1.04 0.1 0.04

B_INGA_138 139.50 1.01 139.42 1.01 0.1 0.06

B_VICENTINA_138 140.10 1.02 139.96 1.01 0.1 0.10

B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.18 1.01 0.1 0.43

4.5 ESTUDIO TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA

CONEXIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN TÉRMICA

4.5.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E SAN

ANTONIO


Los datos que se utilizan para la determinación del conductor económico se

describen en la siguiente tabla.

103

Tabla 74 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO


RUTA: C.T. PERUCHO S/E SAN ANTONIO

LONGITUD: 10 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 1

DATOS DE LAS CENTRAL TÉRMICA





FRECUENCIA 60 Hz


En la Grafica 27 se representa los costos tanto de pérdidas como los del

conductor, los cuales se analizan para determinar la sección económica para la

presente alternativa.

El siguiente gráfico permite comparar pérdidas económicas por energía y potencia

de diferentes secciones de conductor con el costo del mismo, para obtener las

menores perdidas al menor costo posible se debe elegir el calibre más cercano a

la intersección de los mismos, el calibre seleccionado es el 500 MCM, el cual se

elegirá como conductor para la opción de la ruta hasta la subestación San Antonio.

Figura 27 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO

$0

$1.000.000

$2.000.000

$3.000.000

$4.000.000

$5.000.000

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650

COSTO CONDUCTOR COSTO PÉRDIDAS

104

Figura 28 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO


Tabla 75 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO

R1[Ohm/km]

X1[Ohm/km]

R0[Ohm/km]

X0[Ohm/km]

0.1164 0.4966 0.4732 1.4251


El escenario escogido para simular la conexión de la central térmica con las

subestaciones es el año 2016, en época lluviosa y máxima demanda, usando la

base de datos que ha sido proporcionada por la EEQ

La subestación San Antonio para el 2014 recibe 8 MVA desde la subestación

Pomasqui con el fin de descargar sus transformadores, igualmente recibe carga

desde las subestación Cotocollao con el mismo fin, además se planea que

alimente cargas importantes como es el parque industrial de Calacalí y la planta

de depuración de aguas servidas San Antonio.

En los resultados de la simulación tabulados más abajo se puede apreciar que la

cargabilidad de las líneas de transmisión no presenta problemas, y no existe

violación en los límites de voltaje, en su área de influencia como es los

transformadores de la S/E Pomasqui, se aprecia que descarga sus dos

transformadores en un total de 9.14 MW y además con el ingreso de la central la

$3.881.311

$2.499.808

$2.030.563

$1.667.645

$1.394.830

$1.215.929

$1.099.608

$1.030.289

$989.689

$967.416

$952.605

$957.963

$965.343

$983.298

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650

COSTO TOTAL

105

subestación San Antonio deja de recibir potencia por parte de la subestación

Pomasqui por un total de 14.13 MW la cual es suplida por la generación de la

central.


DEMANDA MÁXIMA



L_SAN ANTONIO_POMASQUI 15.42 2.62 9.69 1.29 6.37 5.23 14.13

L_SAN ANTONIO_TBC 6.10 3.34 6.07 3.70 2.03 5.20 9.80

TRAFO_POMASQUI_1 111.31 70.62 44.03 106.74 68.33 42.19 4.57

TRAFO_POMASQUI_2 111.31 70.62 44.03 106.74 68.33 42.19 4.57

L_ZAMBIZA_CT 23.94 14.27 19.66


DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV Pu kV %

B_SAN ANTONIO_138 141.04 1.02 142.85 1.04 1.8 1.28

B_SAN ANTONIO_23 23.59 1.03 23.90 1.04 0.3 1.31

B_POMASQUI_138 141.62 1.03 142.10 1.03 0.5 0.34

B_TBC_138 141.56 1.03 142.24 1.03 0.7 0.48

Los valores negativos de potencia del transformador Pomasqui 1 y 2 se debe a

que el flujo de potencia está entrando en la barra de 138 kV (si la potencia sale de

un nodo se considera flujo positivo, de lo contrario se considera el flujo negativo)

4.5.1.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

Evento 1: línea San Antonio – Pomasqui fuera de servicio

En este evento no se observan cambios importantes en el área de influencia de

la subestación San Antonio, debido a que al perderse la conexión con

Pomasqui, solo deja de recibir 1.29 MW los mismos que aproximadamente

deja de aportar a la subestación TBC, los resultados de este evento se

muestran tabulados a continuación.

106

Tabla 78 Flujos de potencia, salida línea San Antonio – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA

RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO


L_SAN ANTONIO_POMASQUI 1.29 6.37 5.23

L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20 2.42 8.47 9.83 1.28

TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19 106.22 69.86 42.36 0.52

TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 106.22 69.86 42.36 0.52

L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.30 19.52 0.00

Tabla 79 Perfiles de voltaje, salida San Antonio – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA

RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación

kV pu kV pu kV %

B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 143.97 1.04 1.1 0.78

B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 24.10 1.05 0.2 0.84

B_POMASQUI_138 142.10 1.03 141.98 1.03 0.1 0.08

B_TBC_138 142.24 1.03 142.52 1.03 0.3 0.20

Evento 2: Línea San Antonio – TBC fuera de servicio

Al salir fuera de servicio la línea San Antonio – TBC cambia el flujo de potencia de la

línea que San Antonio - Pomasqui, esto porque ahora la subestación San Antonio no

aporta potencia directamente hacia la subestación TBC sino que lo haría a través de la

subestación Pomasqui

Tabla 80 Flujos de potencia, salida línea San Antonio - TBC

DEMANDA MÁXIMA




L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20

TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19 106.06 67.69 41.95 0.68

TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 106.06 67.69 41.95 0.68

L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.28 19.62 0.00

107

Tabla 81 Perfiles de voltaje, salida San Antonio – TBC

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 143.14 1.04 0.3 0.20

B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 23.95 1.04 0.1 0.21

B_POMASQUI_138 142.10 1.03 142.08 1.03 0.0 0.01

B_TBC_138 142.24 1.03 141.92 1.03 0.3 0.22

Evento 3 : Transformador Pomasqui fuera de servicio

En esta situación como es de esperar el segundo transformador de la

subestación toma la carga del que salió de servicio.

Tabla 82 Flujos de potencia, salida transformador Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA




L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20 2.05 1.13 2.24 5.75

TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19

TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 147.94 97.89 59.72 41.20

L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.94 19.81 0.00

Tabla 83 Perfiles de voltaje, salida transformador Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 141.65 1.03 1.2 0.84

B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 23.69 1.03 0.2 0.88

B_POMASQUI_138 142.10 1.03 140.42 1.02 1.7 1.18

B_TBC_138 142.24 1.03 141.69 1.03 0.6 0.39

4.5.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E

ZÁMBIZA

108


Se han considerado conductores tipo ACAR (Conductor de Aluminio con Refuerzo

de Aleación por sus siglas en ingles), los datos técnicos necesarios para la

determinación del conductor económico se describen en la siguiente tabla.

Tabla 84 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA


RUTA: C.T. PERUCHO S/E ZÁMBIZA

LONGITUD: 34 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 1






FRECUENCIA 60 Hz


En el Anexo 4.5 se detallan los resultados obtenidos para el cálculo del conductor

económico de esta alternativa, a continuación se representan gráficamente los

resultados obtenidos.

Figura 29 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA

$0

$500.000

$1.000.000

$1.500.000

$2.000.000

$2.500.000

$3.000.000

$3.500.000

$4.000.000

$4.500.000

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650


109

El calibre seleccionado es el 500 MCM, basados en el análisis del gráfico anterior

Figura 30 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA


Los parámetros eléctricos calculados para la línea de transmisión C.T. PERUCHO

– ZÁMBIZA son:

Tabla 85 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA

R1[Ohm/km]

X1[Ohm/km]

R0[Ohm/km]

X0[Ohm/km]

0.1164 0.4966 0.4732 1.4251


Construida principalmente para descargar la Subestación Cristianía y para que

atienda cargas en su área de influencia, al 2014 la subestación Zámbiza recibe

carga de la subestación Rio Coca de la zona de servicio entre la Av. El Inca hacia

el Norte y la zona conocida como Monteserrin y para el 2018 recibe 3.80 MW de la

subestación Pomasqui para evitar sobrecargar sus transformadores.

En la simulación para el 2016 no se observa problemas tales como violaciones de

límite de voltaje ni sobrecarga de elementos ni en la subestación ni en su área de

influencia, lo más notorio con esta alternativa es que al ingresar la central térmica

se produce un incremento de 14.7 MW del aporte de carga hacia la subestación

$3.881.311

$2.499.808

$2.030.563

$1.667.645

$1.394.830

$1.215.929

$1.099.608

$1.030.289

$989.689

$967.416

$952.605

$957.963

$965.343

$983.298

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650

COSTO TOTAL

110

Nueva Cumbayá desde Zámbiza, así mismo esta última deja de recibir 7.71 MW

desde la subestación Pomasqui descargando con ello la línea de transmisión en

7.71 MW


DEMANDA MÁXIMA



L_ZAMBIZA_CUMBAYA 1.26 34.75 21.82 15.96 45.43 30.04 14.70

L_ZAMBIZA_EL QUICHE 5.71 7.51 5.22 4.30 8.67 5.37 1.41

L_ZAMBIZA_POMASQUI 19.08 46.8 31.6 11.37 43.17 27.82 7.71

L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38

Tabla 87 Tabla 20 Voltajes en las barras Alternativa 2

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 139.34 1.01 139.99 1.01 0.7 0.47

B_CUMBAYA_23 23.07 1.00 23.18 1.01 0.1 0.48

B_ZAMBIZA_138 139.47 1.01 140.17 1.02 0.7 0.50

B_ZAMBIZA_23 23.42 1.02 23.54 1.02 0.1 0.51

B_POMASQUI_138 141.62 1.03 142.08 1.03 0.5 0.32

B_QUINCHE_138 139.04 1.01 139.66 1.01 0.6 0.45


Evento 1: Línea Zámbiza – Cumbayá fuera de servicio

Al salir la línea Zámbiza – Cumbayá los 15.96 MW que deja de recibir la

subestación Cumbayá son cubiertos por la subestación Vicentina, en las demás

líneas se observan variaciones en los flujos de potencia pero nada que pueda

afectar a el sistema.

111

Tabla 88 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Cumbayá

DEMANDA MÁXIMA



L_ZAMBIZA_CUMBAYA 15.96 45.43 30.04



L_CUMBAYA_VICENTINA 9.99 35.79 23.23 25.94 9.67 17.38 15.95

L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.83 15.48 0.99 0.00

Tabla 89 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Cumbayá

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 139.15 1.01 0.8 0.60

B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.03 1.00 0.1 0.65

B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 142.19 1.03 2.0 1.44

B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.90 1.04 0.4 1.53

B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.52 1.03 0.4 0.31

B_QUINCHE_138 139.66 1.01 140.99 1.02 1.3 0.95

Evento 2 : línea Zámbiza – El Quinche fuera de servicio

La salida de la línea Zámbiza – El Quinche no provoca cambios significativos

cuando se compara con la operación normal del sistema, la potencia que se deja

de recibir desde la subestación el Quinche es compensada con un incremento en

al aporte de potencia desde la subestación Pomasqui, y a la vez disminuyendo el

flujo de potencia a la subestación Cumbayá.

Tabla 90 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – El Quinche

DEMANDA MÁXIMA




L_ZAMBIZA_EL QUICHE 4.30 8.67 5.37


112


L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.83 15.37 20.37 0.00

Tabla 91 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – El Quinche

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 140.06 1.01 0.1 0.05

B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.19 1.01 0.0 0.04

B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 140.25 1.02 0.1 0.06

B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.56 1.02 0.0 0.08

B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.10 1.03 0.0 0.01

B_QUINCHE_138 139.66 1.01 138.40 1.00 1.3 0.90

Evento 3: línea Zámbiza - Pomasqui fuera de servicio

Al salir la línea Zámbiza – Pomasqui la generación que se deja de recibir es

sustituida dejando de aportar potencia hacia la subestación Cumbayá, la cual a su

vez la suple con más aporte desde vicentina, no se aprecian variaciones

significativas en el área de influencia de la subestación.

Tabla 92 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA





L_ZAMBIZA_POMASQUI 11.37 43.17 27.82


L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.82 15.32 20.50 0.01

Tabla 93 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 139.22 1.01 0.8 0.55

B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.05 1.00 0.1 0.56

113

B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 139.24 1.01 0.9 0.66

B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.38 1.02 0.2 0.68

B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.65 1.03 0.6 0.40

B_QUINCHE_138 139.66 1.01 138.93 1.01 0.7 0.52

4.5.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – NUEVA

CUMBAYÁ


Esta alternativa tiene una longitud aproximada de 34.3 km, se realiza el análisis

basada en la potencia a transportar tal como se indica en la tabla 94.

Tabla 94 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá


RUTA: C.T. PERUCHO S/E N. CUMBAYÁ

LONGITUD: 33 km

VOLTAJE: 138 kV

Nº DE CIRCUITOS 1






FRECUENCIA 60 Hz


En los Anexos del Capítulo 4 se detallan los resultados obtenidos para el cálculo

del conductor económico de esta alternativa, a continuación se representan

gráficamente los resultados obtenidos.

114

Figura 31 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá

El calibre seleccionado es el 500 MCM, basados en el análisis del gráfico anterior

Figura 32 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. CUMBAYÁ


Los parámetros eléctricos calculados para la línea de transmisión C.T. PERUCHO

– N. Cumbayá son:

Tabla 95 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá

R1[Ohm/km]

X1[Ohm/km]

R0[Ohm/km]

X0[Ohm/km]

0.1164 0.4966 0.4732 1.4251

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

4000000

4500000

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650


$3.904.834

$2.514.959

$2.042.870

$1.677.752

$1.403.283

$1.223.298

$1.106.272

$1.036.533

$995.687

$973.279

$958.379

$963.768

$971.194

$989.257

2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650

COSTO TOTAL

115


La Subestación Nueva Cumbayá entra en servicio en el 2015 con el fin de evitar el

riesgo de colapso de los puntos de transferencia de carga del sistema de 138 kV a

46 kV, en la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina.

En la simulación realizada para el 2016 se observa como lo más notable que con

el ingreso de la central térmica esta subestación deja de recibir un aporte de 16.03

MW provenientes de la subestación Vicentina, en los demás elementos del

sistema no se observan violaciones de límites de voltaje o problemas con

cargabilidad.


DEMANDA MÁXIMA



L_CUMBAYÁ_VICENTINA 24.69 24.12 22.11 8.66 36.66 23.54 16.03

L_CUMBAYÁ_ZAMBIZA 1.25 34.79 21.82 6.55 31.00 19.77 7.80

L_CT_CUMBAYÁ 23.83 15.31 20.38


DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 139.34 1.01 140.01 1.01 0.7 0.48

B_CUMBAYA_23 23.07 1.00 23.19 1.01 0.1 0.52

B_ZAMBIZA_138 139.47 1.01 140.11 1.02 0.6 0.46

B_ZAMBIZA_23 23.42 1.02 23.53 1.02 0.1 0.47

B_VICENTINA_138 139.27 1.01 139.89 1.01 0.6 0.45


Evento 1: Línea Cumbayá – Vicentina fuera de servicio

116

Al salir la línea Cumbayá – Vicentina no se aprecian cambios muy significativos en

los flujos de potencia debido a que de vicentina solo llegan 1.25 MW, lo más

notorio en este caso en el cambio de sentido del flujo de potencia de la línea

Cumbayá – Zámbiza.

Tabla 98 Flujos de potencia, salida línea Cumbayá – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA



L_CUMBAYA_VICENTINA 1.25 34.79 21.82

L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77 2.10 5.80 3.84 8.65


L_ZAMBIZA_QUINCHE 4.60 8.44 5.33 6.87 17.35 9.78 2.27

L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.39 20.19 0.00

Tabla 99 Perfiles de voltaje, salida línea Cumbayá – Vicentina

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 141.58 1.03 1.6 1.12

B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.46 1.02 0.3 1.16

B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 141.56 1.03 1.4 1.03

B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.79 1.03 0.3 1.10

B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.40 1.01 0.5 0.35

Evento 2 : Línea Cumbayá – Zámbiza fuera de servicio

Con la línea Cumbayá - Zámbiza fuera de servicio, no se producen mayores

cambios en la zona de influencia de la subestación Nueva Cumbayá, la potencia

que esta aporta para la subestación Vicentina es sustituida con el incremento de

flujo desde las subestaciones Pomasqui y El Quinche.

117

Tabla 100 Flujos de potencia, salida línea Cumbayá – Zámbiza

DEMANDA MÁXIMA




L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77



L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.28 20.45 0.00

Tabla 101 Perfiles de voltaje, salida línea Cumbayá – Zambiza

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 139.49 1.01 0.5 0.37

B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.09 1.00 0.1 0.43

B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 141.34 1.02 1.2 0.88

B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.75 1.03 0.2 0.93

B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.47 1.01 0.4 0.30

Evento 3: línea Zámbiza – Pomasqui fuera de servicio

Al salir la línea Zámbiza – Pomasqui la generación que la subestación Zámbiza

deja de recibir la sustituye con un incremento en el flujo de potencia que le llega

desde Vicentina a través de la subestación Cumbayá.

Tabla 102 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA




L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77 18.32 9.63 13.00 11.77

L_ZAMBIZA_POMASQUI 12.39 43.85 28.4


L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.26 20.48 0.00

118

Tabla 103 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Pomasqui

DEMANDA MÁXIMA


kV pu kV pu kV %

B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 139.22 1.01 0.8 0.56

B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.05 1.00 0.1 0.60

B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 139.17 1.01 0.9 0.67

B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.36 1.02 0.2 0.72

B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.25 1.01 0.6 0.46

4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Para determinar cuál de las alternativas de conexión es la adecuada, concerniente

al aspecto técnico, de los resultados obtenidos en las simulaciones se evalúa

parámetros eléctricos como voltaje, potencia transferida, pérdidas de potencia,

además de los beneficios que conlleva la conexión de las centrales en cada

subestación.

4.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

En lo que respecta a los parámetros eléctricos como voltajes en barras y

cargabilidad de los elementos involucrados, en ninguna de las tres subestaciones

se viola límites establecidos, es decir el sistema opera con normalidad para

cualquiera de las tres alternativas.

Al ocurrir un evento de contingencia para las subestaciones Vicentina y El Inga, el

sistema en el área de influencia responde satisfactoriamente y opera con

parámetros dentro de los límites operativos.

Por otra parte al ocurrir una contingencia quedando fuera de servicio la línea

Tababela – El Quinche, esto es con las centrales conectadas a la subestación

Tababela, las centrales quedarían desconectadas del sistema de la EEQ ya que

se dejaría de transmitir a través de la mencionada línea y esto ocasionaría que

una de las centrales deje de operar y la otra reduzca su producción.

119

La longitud de las líneas está relacionada con las pérdidas de potencia en las

mismas, por lo tanto de las tres alternativas la que produce mayores pérdidas es la

de Quijos – Vicentina llegando esta 0.85 MW que representa el 1.05% del potencia

total transmitida.

Tabla 104 Cuadro comparativo de pérdidas de potencia de las 3 alternativas

Pérdidas de Potencia en las diferentes rutas MW

Ruta Barra del Generador Barra de la S/E Pérdidas MW % Pérdidas

Quijos – El Inga 78.12 77.48 0.64 0.82

Quijos – Vicentina 78.13 77.30 0.85 1.05

Quijos – Tababela 78.16 77.45 0.70 0.9

Técnicamente la subestación El Inga es una de las más importantes para el

Sistema Nacional de Transmisión ya que a esta subestación llegara la potencia

generada en Coca Codo Sinclair, por este motivo al conectar las centrales a esta

subestación el SNT se vería beneficiado ya que se abastecerá demanda no solo

de la EEQ sino también permitirá transmitir potencia hacia otras empresas

distribuidoras.

En lo que tiene que ver con los costos que la puesta en operación de una línea de

transmisión implica, la conexión de las centrales a la subestación Vicentina es la

que más costos conllevaría ya que es la de mayor longitud con 67 km

aproximadamente.

Por todo lo expuesto anteriormente se concluye que por el aporte que tiene

al SNT, menores pérdidas de potencia, parámetros de operación aceptables

tanto en operación normal como en contingencia, la subestación El Inga es

técnicamente la adecuada para la evacuación de la potencia generada en las

centrales Quijos y Baeza.

4.6.2 CENTRAL TÉRMICA

En el caso de la central térmica al analizar las simulaciones y los resultados del

cálculo del conductor económico, se puede recomendar que la subestación San

Antonio es la ideal para recibir a la generación proveniente de la central Perucho,

120

su cercanía con la central resultaría en una menor inversión en estructuras y

ciertamente en menores pérdidas de potencia, cuya comparación se presenta en

la tabla de abajo.

Tabla 105 Cuadro comparativo de Pérdidas de Potencia de las 3 alternativas

Potencia MW

Ruta Barra del Generador Barra de la S/E Pérdidas MW % Pérdidas

Zámbiza Perucho 23.98 23.83 0.15 0.63

Cumbayá Perucho 23.98 23.83 0.15 0.63

San Antonio Perucho 23.98 23.94 0.04 0.17

En la simulación de contingencias no se encontró ningún evento que hiciera

descartar a San Antonio como una opción viable en favor de las otras dos,

además como ya se mencionó anteriormente dicha subestación abastecerá

la demanda del parque industrial de Calacalí y la planta de depuración de

aguas servidas San Antonio cargas importantes que se proyectan en un

futuro. Las subestaciones restantes son descartadas debido a su lejanía en

comparación con San Antonio.

121

CAPITULO 5

5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVA

El capítulo 5 comprende el estudio financiero de la alternativa seleccionada como

factible en el estudio técnico para la conexión de las centrales de generación

consideradas en el presente trabajo.

Se realiza un estudio de simulación de Ingresos y Egresos, tomando en cuenta

elementos tales como la inversión realizada para la construcción de la línea de

transmisión, ingresos por venta de energía, costos causados por la operación y

mantenimiento, costos por energía anuales, para determinar el flujo de fondos y

verificar si el proyecto es o no viable para su construcción.

5.1 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA EVALUACIÓN DE

PROYECTOS DE INVERSIÓN

Los proyectos de inversión pueden ser evaluados de acuerdo a dos criterios:

Evaluación financiera, la cual analiza si el proyecto es financieramente

rentable, es decir si el proyecto en estudio será capaz de recuperar la

inversión realizada para su implementación y de producir utilidades.

Evaluación social, este criterio analiza los beneficios sociales obtenidos

como resultado de la ejecución de un proyecto.

Para el presente trabajo se realiza una evaluación financiera aplicando dos

métodos que toman en cuenta el valor del dinero con el transcurso del tiempo

como son el del Valor Actual Neto -VAN- y la Tasa Interna de Retorno -TIR-, que

en conjunto con el flujo de fondos del proyecto se determinará si el proyecto es

viable o no.

5.1.1 MÉTODO DEL VALOR ACTUAL NETO -VAN-

El método del VAN consiste en transformar el dinero futuro a valor presente, es

decir se conocerá si con los ingresos y egresos que se espera tener durante la

vida del proyecto justifica la inversión para la implementación de este, es así que:

122

Si VAN > 0 existe una utilidad a una cierta tasa de interés

Si VAN = 0 el proyecto es indiferente, no existe ni ganancia ni pérdida

Si VAN < 0 existe una pérdida a cierta tasa de interés

De los resultados que se obtenga con el cálculo del VAN y de los criterios antes

mencionados depende la decisión que los inversionistas tomen para realizar o no

el proyecto.

El valor presente neto se calcula con la siguiente ecuación:

(30)

Donde:

FFN: flujo de fondos neto para determinado periodo t

n: número de periodos considerado para el análisis

i: tasa de interés

t: periodo en el que se desarrolla el flujo de fondo

5.1.2 MÉTODO DE LA TASA INTERNA DE RETORNO

Para la evaluación de proyectos la tasa interna de retorno o también denominada

de rendimiento se utiliza para cuantificar la rentabilidad de proyectos de

inversiones.

La TIR es la tasa anual de las inversiones que hace que el valor presente neto sea

cero, por lo que cuanta más alta sea esta tasa el proyecto es más viable de

realizar.

Analíticamente se calcula despejando el tipo de descuento (i) que iguala el VAN a

cero.

123

Donde:

FFN: flujo de fondos neto para determinado periodo t

n: número de periodos considerado para el análisis

i: tasa de interés

t: periodo en el que se desarrolla el flujo de fondo

5.1.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN

El periodo de recuperación de la inversión (PRI), es un indicador financiero que al

igual que la TIR y el VAN permiten tomar decisiones acerca de un proyecto, en

este caso el PRI mide el periodo que toma el flujo de fondos en recuperar la

inversión inicial.

En este sentido, los proyectos que presenten menor tiempo de recuperación de la

inversión inicial son aquellos en los que se obtendrá mayores beneficios

financieros.

Uno de los inconvenientes de este método es que no considera el valor del dinero

en el tiempo, es decir no permite actualizar el flujo de fondos lo que podría incurrir

en una toma de decisión equivocada

5.1.4 ESTRUCTURA DEL FLUJO DE FONDOS

Para la realización del análisis del flujo de fondos se tomarán en cuenta los

siguientes criterios:

PERIODO DE ESTUDIO: Para el periodo de estudio se ha considerado la

vida operativa del proyecto la cual es 30 años, se considera este periodo

124

porque este es el tiempo estimado en el que el proyecto estará en la

capacidad de operar.

INGRESOS: Los ingresos se determinan en base a la energía anual

transmitida -kWh-, el peaje por transmisión de energía -USD/kWh-, las

pérdidas de energía calculadas en el Capítulo 4.

EGRESOS: Los egresos se determina considerando el costo de operación

y mantenimiento anual que para el presente trabajo se consideró el 5%; la

cuota de depreciación de la línea que se asume es constante para durante

todo el periodo de análisis.

5.1.4.1 Consideraciones para la simulación del flujo de fondos

Para el presente estudio no se considera ningún tipo de financiamiento privado ya

que de acuerdo al Mandato Constituyente N. 15 la inversión para este tipo de

proyectos será cubierta a través del Presupuesto General del Estado.

De acuerdo a la “LA LEY DE RÉGIMEN TRIBUTARIO INTERNO” proyectos que

realicen empresas publicas estarán exentas de impuesto a la renta, como lo

estipula el Articulo 9, Literal 2 de la mencionada ley.

La cuota de depreciación del proyecto se calcula tomando en cuenta la vida útil del

proyecto -30 años- considerando una tasa constante durante todo el periodo.

5.2 ESTUDIO FINANCIERO DE LA LÍNEA QUIJOS – EL INGA

5.2.1 DATOS DEL PROYECTO

Para transportar la energía generada en las centrales hidroeléctricas Quijos y

Baeza se ha determinado que la subestación El Inga es la más adecuada, lo que

implica la construcción de las siguientes obras eléctricas:

1. Posición de salida de 138 kV en la subestación en la central Quijos

2. Una línea de transmisión a 138 kV doble circuito de 52 km de longitud

3. Posición de llegada de 138 kV en la subestación El Inga

4. Posición de transferencia de 138 kV en la subestación El Inga.

125

5.2.1.1 Costos de inversión

La inversión que se debe realizar para la construcción de las obras detalladas en

el ítem anterior abarca los costos generados por conductores, aisladores y

herrajes, torres de transmisión, obras civiles, montaje y desmontaje de equipos y

similares, mano de obra, etc.

La inversión a realizarse para la línea Quijos – El Inga se la determina con el uso

de costos unitarios publicados en el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022

aprobado por CONELEC para líneas de similares características cuyo valor es de

203 mil dólares por kilómetro de línea, así como el costo de las posiciones de línea

en las subestaciones.

Los valores antes mencionados son tomados como referencia para realizar el

presente estudio, para un análisis más detallado se debe tomar en cuenta el perfil

y relieve que tiene la zona por donde cruzará la línea de transmisión ya que esto

influiría en los costos de las estructuras y la inversión final variaría.

La inversión a realizarse se detalla a continuación:

Tabla 106 Monto de inversión para la línea Quijos – El Inga

MONTO DE INVERSIONES


LONGITUD 52 km

N. DE CIRCUITOS 2

VOLTAJE DE OPERACIÓN 138 kV

INVERSIÓN

COSTO UNITARIO (USD/km de línea) 203,000.00 USD

COSTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 10,556,000.00 USD

COSTO BAHÍAS DE POSICIÓN 1,854,000.00 USD

COSTO DE BAHÍA DE TRANSFERENCIA 855,000.00 USD

COSTO TOTAL 13,265,000.00 USD

DEPRECIACIÓN /AÑO 442,166.67 USD

126

5.2.1.2 Datos para el Flujo de fondos

Con una potencia instalada total de 100 MW y con un factor de planta de 0.8 las

centrales hidroeléctricas Quijos y Baeza tendrán la capacidad de generar 80 MW

en conjunto, se parte de este valor para determinar la energía anual.

Otro dato importante son las pérdidas de energía cuyo valor se determinó en el

Capítulo cuatro es el cálculo del conductor económico, este valor y el de la energía

anual servirán para la simulación de los flujos de fondos del proyecto, estos

valores se detallan a continuación:

Tabla 107 Datos para la simulación del flujo de fondos

DATOS FLUJO DE FONDOS

Energía Total Transmitida anual (kWh/año) 700,800,000.0

Pérdidas de Energía anual (kWh/año) 9,627,089.0

Energía Anual (kWh/año) 691,172,911.0

Costo por peaje de transmisión (USD/kWh) 0.00504

Ingreso por transmisión de energía (USD/año) 3,483,511.5

Inversión del proyecto (USD) 13,265,000.0

Tasa de interés % 12%

Periodo de análisis (años) 30.0

Gastos anuales (USD) 663,250.0

5.2.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS

En la ejecución de este tipo de proyectos que traen consigo beneficios sociales, el

estudio económico y financiero no es determinante, ya que este no toma en

cuenta aspectos como el mejoramiento del servicio en las zonas de influencia del

proyecto, el impulso de actividades industriales y comerciales por la existencia de

energía disponible que a su vez beneficiará al desarrollo del país.

Desde el punto de vista financiero el proyecto es rentable, el VAN es positivo y la

TIR es mayor a la tasa de oportunidad establecida para este estudio -12%-, por lo

que bajo las condiciones en que se realiza el estudio financiero el proyecto es

viable para su ejecución, cuyos resultados se indican a continuación:

12

7

Tabla

108

Sim

ula

ción d

el f

lujo

de fondos

línea Q

uijo

s –

El I

ng

a

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

sign

oDESCRIPCIÓN

01

23

45

+ingresodeoperación

0.00

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

costosdeoperaciónyman

tenim

iento

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

utilid

adneta

0.00

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

+dep

reciación

0.00

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

costosdeinversión

13,265,000.00

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

13,265,000.00

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

FLUJO

DEFO

NDOACUMULADO

13,265,000.00

10,444,738.53

7,624,477.06

4,804,215.59

1,983,954.11

836,307.36

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

sign

oDESCRIPCIÓN

67

89

10

11


3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47


tenim

iento

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

utilid

adneta

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

+dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

FLUJO

DEFO

NDOACUMULADO

3,656,568.83

6,476,830.30

9,297,091.77

12,117,353.24

14,937,614.71

17,757,876.19

12

8

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

sign

oDESCRIPCIÓN

12

13

14

15

16

17


3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47


tenim

iento

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

utilid

adneta

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

+dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

FLUJO

DEFO

NDOACUMULADO

20,578,137.66

23,398,399.13

26,218,660.60

29,038,922.07

31,859,183.54

34,679,445.01

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

sign

oDESCRIPCIÓN

18

19

20

21

22

23


3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47


tenim

iento

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

utilid

adneta

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

+dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

FLUJO

DEFO

NDOACUMULADO

37,499,706.49

40,319,967.96

43,140,229.43

45,960,490.90

48,780,752.37

51,601,013.84

12

9

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

sign

oDESCRIPCIÓN

24

25

26

27

28

29

30


3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47

3,483,511.47


tenim

iento

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

663,250.00

dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

utilid

adneta

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

2,378,094.80

+dep

reciación

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

442,166.67

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

2,820,261.47

FLUJO

DEFO

NDOACUMULA

DO

54,421,275.31

57,241,536.79

60,061,798.26

62,882,059.73

65,702,321.20

68,522,582.67

71,342,844.14

Tabla

109

VA

N y

TIR

obte

nid

os d

e la

sim

ula

ción d

el f

lujo

de f

on

dos

RESULTADOSVANYTIR

TIR

21.19%

TOP

12.00%

VAN

9,452,724.99

PER

IODOREC

UPER

ACIÓNDELA

INVER

SIÓN

5.7AÑOS

130

5.3 ESTUDIO FINANCIERO DE LA LÍNEA PERUCHO – SAN

ANTONIO

5.3.1 DATOS DEL PROYECTO

En el Capítulo anterior se determinó que la Subestación San Antonio es la más

adecuada para recibir la generación de la central Térmica Perucho, para lo cual se

debe implementar la siguiente infraestructura:

1. Posición de salida de 138 kV en la subestación en la central Perucho

2. Una línea de transmisión a 138 kV doble circuito de 10 km de longitud

3. Posición de llegada de 138 kV en la subestación S. Antonio

4. Posición de transferencia de 138 kV en la subestación S. Antonio

5.3.1.1 Costos de Inversión

La inversión para la construcción de la línea Perucho – San Antonio se realizó

usando el costo unitario de la línea de transmisión, el cual incluye el precio del

conductor, estructuras de soporte, elementos de protección, aisladores, puesta a

tierra, mano de obra, etc. dato que fue proporcionado por Transelectric tomando

como base los costos promedio de construcción de una línea de transmisión

simple circuito en la región sierra, además se ha añadido al monto de la inversión

el costo de las respectivas bahías tanto de salida como de llegada para la línea de

transmisión basado en costos unitarios tomados de el Plan Maestro de

Electrificación 2013-2022 aprobado por CONELEC para líneas de similares

características.

Tabla 110 Monto de inversión para la línea Perucho – San Antonio

MONTO DE INVERSIONES


LONGITUD 10 km

N. DE CIRCUITOS 1

VOLTAJE DE OPERACIÓN 138 kV

INVERSIÓN

COSTO UNITARIO (USD/km de línea) 120,000.00 USD

COSTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 1,224,000.00 USD

131

COSTO BAHÍAS DE TRANSFERENCIA 855,000.00

COSTO BAHÍAS DE POSICIÓN 1,854,000.00 USD

COSTO TOTAL 3,933,000.00 USD

DEPRECIACIÓN /AÑO 131100.00 USD

5.3.1.2 Datos para el flujo de fondos

La central Térmica Perucho con un factor de planta de 0.6 está en capacidad de

generar 24 MW efectivos de energía, valor con el cual se obtiene la energía anual,

mientras que el valor de las pérdidas de energía presentadas son las que se

obtuvieron en el capítulo 4 en la selección del conductor económico.

Tabla 111 Datos para la simulación del flujo de fondos línea Perucho – San Antonio

DATOS FLUJO DE FONDOS

Energía Total Transmitida anual (kWh/año) 210,240,000.00

Pérdidas de Energía anual (kWh/año) 522,670.00

Energía Anual (kWh/año) 209,717,330.00

Costo por peaje de transmisión (USD) 0.00504

Ingreso por transmisión de energía (USD/año) 1,056,975.34

Inversión del proyecto (USD) 3,933,000.00

Tasa de oportunidad 0.12

Periodo de análisis (años) 30.00

Gastos anuales (mantenimiento) (USD) 196,650.00

5.3.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS

El proyecto es viable, se obtuvo un TIR mayor a la tasa de oportunidad y el VAN

es positivo, lo que nos indica que el proyecto genera utilidades en el tiempo de

vida de la línea.

Si bien desde un punto de vista técnico ya se eligió la alternativa más adecuada,

es necesario hacer el análisis económico de la alternativa seleccionada para

comprobar que esta no vaya a reportar pérdidas económicas a lo largo de su vida

útil, en las siguientes tablas se presenta el flujo de fondos respectivo.

13

2

Tabla

112

Sim

ula

ción d

el f

lujo

de fondos

línea P

eru

cho -

Sa

n A

nto

nio

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

SIGNO

DESCRIPCIÓN

01

23

45


0.00

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

costosdeoperación

0.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

dep

reciación

0.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

utilid

adneta

0.00

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

+dep

reciación

0.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

costosdeinversión

3933000.00

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

3933000.00

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

SIGNO

DESCRIPCIÓN

67

89

10

11


1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

costosdeoperación

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

utilid

adneta

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

+dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

13

3

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

SIGNO

DESCRIPCIÓN

12

13

14

15

16

17


1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

costosdeoperación

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

utilid

adneta

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

+dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

SIGNO

DESCRIPCIÓN

18

19

20

21

22

23


1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

costosdeoperación

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

utilid

adneta

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

+dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

13

4

FLUJO

DEFO

NDOS

AÑO

SIGNO

DESCRIPCIÓN

24

25

26

27

28

29

30


1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

1056975.34

costosdeoperación

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

196650.00

dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

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utilid

adneta

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

729225.34

+dep

reciación

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

131100.00

costosdeinversión

FLUJO

DEFO

NDOPARAEL

INVER

SIONISTA

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

860325.34

Tabla

113

VA

N y

TIR

obte

nid

os d

e la

sim

ula

ción d

el f

lujo

de f

on

dos

RESULTADOSVANYTIR

TIR

21.82%

TOP

12.00%

VAN

2,997,078.91

PER

IODOREC

UPER

ACIÓNDELA

INVER

SIÓN

5.57

135

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

- Mediante el programa de simulación de flujos de potencia DIgSILENT

Power Factory se modeló el sistema de potencia de la EEQ para el año

2016, logrando de esta manera ver el comportamiento del sistema con la

inclusión de la generación térmica e hidráulica transmitida a cada una de

las subestaciones que se consideraban como opciones, llegando a la

conclusión de que técnicamente las seis subestaciones eran aptas para

recibir dicha generación, lo que no implica que todas las alternativas

sean igualmente viables.

- Se concluye que la distancia es un factor de mucho peso para la

construcción de líneas de transmisión, sobre todo a la hora de elegir

entre varias alternativas, porque a mayor longitud los montos de

inversión serán más altos y las pérdidas durante la operación igualmente

serán mayores en comparación con otra línea más corta.

- De acuerdo con la planificación realizada por EP TRANSELECTRIC

para la expansión del sistema de transmisión, por los cambios en la

topología del sistema, la subestación El Inga será el punto central para

el sistema de 500 kV, esto permitirá que desde esta subestación se

abastezca la demanda a subestaciones de la EEQ y de otras empresas

distribuidoras del país.

- Considerando la potencia a ser producida en las centrales Quijos y

Baeza -80 MW-, y una vez realizado el análisis para el conductor

económico se determinó que el conductor tipo ACAR 850 MCM es el

adecuado para transmitir dicha potencia hacia el punto de conexión.

- Por la longitud de la línea Quijos – El Inga -52 km- y comparado con las

otras dos alternativas se concluye que las pérdidas de potencia serán

menores y estas alcanzan un 0.8% respecto del total de potencia

transmitida.

- Por lo antes mencionado y de los resultados obtenidos en la corrida de

flujos de potencia, técnicamente se concluye que será mucho más

factible conectar las centrales de generación Quijos – Baeza a la

subestación El Inga ya que aportará de manera directa una potencia de

136

80 MW al SNT, e incluso contribuye con potencia reactiva que ayuda a

mejorar los voltajes en las barras especialmente en la de Baeza cuyo

valor asciende de 0.86 pu a 1.01 pu.

- Se concluye que la conexión de las centrales hidráulicas a la

subestación El Inga brindaría más confiabilidad a la operación del

sistema, contrario a lo que ocurriría si se conectarían estas centrales a la

subestación Tababela ya que la topología del sistema en esa zona es

radial y al ocurrir un evento de contingencia en la líneas Tababela –

Quinche o Quinche - Zámbiza las centrales tendrían que reducir su

producción o incluso salir de operación.

- Se concluye que la cercanía de la subestación San Antonio con la

central térmica -10.2 km- proporciona una ventaja técnica ya que

presenta menores pérdidas en comparación con las otras dos opciones,

siendo este valor de 0.04 MW que representan el 0.17% de los 24 MW

generados.

- De igual forma se concluye que la distancia -10.2 km- de la subestación

San Antonio con la central térmica proporciona una ventaja económica

ya que el costo de inversión de las otras alternativas triplicarían el monto

de esta ruta al ser tres veces más distantes.

- Por lo antes expuesto, se concluye que la subestación San Antonio es la

mejor opción para recibir la generación de la central térmica, luego de

comprobarse mediante simulaciones que no presenta desventajas frente

a las subestaciones Zámbiza y Nueva Cumbayá, su relativamente corta

distancia hacia la central hace que los montos de inversión y pérdidas

sean menores, además esta subestación alimentará cargas importantes,

como el Parque industrial Calacalí y la planta de depuración de aguas

servidas San Antonio.

- El conductor económico para llevar la generación eléctrica desde la

central térmica hasta la subestación San Antonio fue el ACAR 500 MCM,

el mismo que presento el mejor equilibro entre pérdidas eléctricas y

monto de inversión en el mismo, promediadas durante un año de

operación.

137

4.2 RECOMENDACIONES

- De acuerdo a los resultados obtenidos del análisis del conductor

económico se recomienda utilizar el conductor tipo ACAR 850 MCM para

transportar la energía producida en la centrales Quijos y Baeza.

- Debido a que las rutas establecidas en este estudio son referenciales, se

recomienda que para su implementación se realicen nuevos estudios

basándose en rutas definidas a través de análisis más detallados.

- Al ser la subestación El Inga un punto importante en la topología del

SNI, en especial con la puesta en operación del sistema de 500 kV, se

recomienda transmitir la potencia generada por las centrales Quijos y

Baeza hasta este punto ya que se tendría mayor confiabilidad y menores

costos de inversión.

- Por confiabilidad del sistema se recomienda conectar las centrales hacia

una subestación que tenga una configuración en anillo con otras

subestaciones, el caso de El Inga, ya que si se conecta a un sistema

radial, el caso de la S/E Tababela, éstas pueden quedar fuera de

servicio en eventos de contingencia.

- Se recomienda que la energía producida por la central térmica ubicada

en Perucho sea transmitida hacia la subestación San Antonio misma que

luego de los análisis técnico y económico ha demostrado ser la mejor

opción en comparación con las subestaciones Zámbiza y Nueva

Cumbayá.

- Se recomienda que para la potencial implementación de la línea

Perucho – San Antonio se utilice el conductor ACAR 500 MCM el mismo

que en el análisis del conductor económico resulto la mejor opción

- Se recomienda que la potencia que recibirá la subestación San Antonio

por parte de la central térmica sea proyectada para abastecer al Parque

Industrial Calacalí el cual tendrá un importante crecimiento debido al

proyecto de reordenamiento industrial del Municipio de Quito donde se

busca que zonas industriales se reubiquen y nuevas se creen en un

sector en específico.

138

- Se recomienda que para la determinación de la ruta de una línea de

transmisión, se tome en cuenta líneas existentes a fin de poder

determinar si es factible utilizar su franja de servidumbre.

BIBLIOGRAFÍA

Empresa Eléctrica Quito “Plan de Expansión 2011 – 2021 del Sistema

Eléctrico de la EEQ”

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Doctorado. Facultad de Ciencias Económicas y empresariales, Universidad de

Sevilla.

MURILLO, J.; TREJOS, A.; CARVAJAL, P. (2003). Estudio del pronóstico de la

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pronóstico de la demanda eléctrica, 2012

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http://www.slideshare.net/jotape74/clase-n3-pronostico

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Gabriel Arguello Ríos “Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia”

Alvaro Acosta Montoya “Análisis de Sistemas de Potencia”

Armengol Blanco Benito “Operación Económica y Planificación de Sistemas

Eléctricos de Potencia”

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Potencia para la Carrera de Ingeniería Eléctrica utilizando el software Power

Factory 13.1 de Digsilent”

Documents

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICAbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/7496/1/CD-5615.pdfNosotros, Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis Enrique Sánchez Velarde, declaramos