ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA "ADAPTACIÓN DE MODELOS PARA EL CALCULO DE LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2004, CON EL PROGRAMA DIGSILENT, APLICADO A LOS AGENTES: EMELESA, TERMOESMERALDAS Y^EEQ S.A." PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO GORKI FRANCISCO TORRES CORDERO DIRECTOR: ING. PATRICIO GUERRERO QUITO, NOVIEMBRE, 2003
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
"ADAPTACIÓN DE MODELOS PARA EL CALCULO DE LACONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
PARA EL AÑO 2004, CON EL PROGRAMA DIGSILENT,APLICADO A LOS AGENTES: EMELESA,
TERMOESMERALDAS Y^EEQ S.A."
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
GORKI FRANCISCO TORRES CORDERO
DIRECTOR: ING. PATRICIO GUERRERO
QUITO, NOVIEMBRE, 2003
DECLARACIÓN
Yo GORKI FRANCISCO TORRES CORDERO, declaro bajojuramento que ei trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sidopreviamente presentado para ningún grado o calificación profesional;y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen eneste documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela PolitécnicaNacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, porsu Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
G. FRANCISCO TORRES C.
AGRADECIMIENTO
A mis padres Hernán y Margoth y a mis
hermanas Tanya y Catya por. el apoyo
constante--e incondicional a lo Sargo de mi
carrera.
Al Ing. Patricio Guerrero, Ing. Luis Garrido y
a todo el Departamento de Operación de
TRANSELECTRIC S.A. que hicieron posible
la realización de este proyecto.
Finalmente quiero agradecer a Dios y a
todas esas personas que día a día me,
brindan su amistad y cariño.
Francisco Torres Cordero'.
CONTENIDO
Resumen
CAPÍTULO I
I. INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES 1
1.2 OBJETIVO 2
1.3 ALCANCE 3
CAPÍTULO II
II. TEORÍA BÁSICA DE CONFIABILIDAD 4
2.1 DEFINICIONES DE LA TEORÍA DE CONFIABILIDAD,
2.2 FUNCIÓN DE CONFIABILIDAD R(t)
2.3 FRECUENCIA DE FALLA X (Q
2.4 TIEMPO MEDIO ANTES DE LA FALLA (Mean Tune To Fault) 12
2.5 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS 13
2.5.1 PROCEDIMIENTOS ANALÍTICOS 15
2.5.1.1 Método del espacio de estados 15
2.5.1.2 Estructuras lógicas 23
2.6 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE SISTEMAS 27
CAPITULO III
III. DlgSILENT Power Factory 31
3.1 INTRODUCCIÓN AL DlgSILENT 31
3.1.1 CARACTERÍSTICAS . 34
3.2 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD 35
3.2.1 MODELOS DE FALLAS 36
3.2.1.1 Modelo de fallas en barras y terminales 38
3.2.1.2 Modelo de fallas en líneas 39
3.2.1.3 Modelo de fallas en transformadores 41
3.2.1.3 Modelo en máquinas sincrónicas 42
3.2.1.4 Modelo de cargas para el cálculo de confiabilidad 44
3.2.1.5 Definiendo un modelo de Weibull - Markov 52
3.3 CALCULO DE CONTABILIDAD DE LA RED 56
3.3.1 OPCIONES 58
3.3.2 REPORTE DE RESULTADOS 60
CAPITULO IV
IV. MODELOS PARA EL CÁLCULO DE LA
CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE
TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2004, APLICADO A LOS
AGENTES: EMELESA, TERMOESMERALDAS Y EEQ S.A.
63
4.1 MODELOS DE CADENAS DE CONEXIÓN 63
4.1.1 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EMELESA 64
4.1.2 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EEQ S.A. 66
4.2 ÍUECUENCIA DE FALLA (1) Y EL TIEMPO MEDIO DE REPARACIÓN ( r)
DE LOS COMPONENTES DE LA RED 67
4.2.1 ANÁLISIS DE FALLAS EN LAS LINEAS DE TRANSMISIONDE SNI 68
4.3 MODELOS ESTOCASTICOS DE GENERADORES 71
4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 72
4.5 ANÁLISIS DE CONFÍABELIDAD DE LAS REDES TMPLEMENTADAS 74
4.5.1 ANÁLISIS DE CONFIABJLIDAD DEL AGENTE EMELESA 75
4.5.2 ANÁLISIS DE CONTABILIDAD DEL AGENTE EMELESA INCLUIDO EL AGENTE
TERMOESMERALDAS 78
4.5.3 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S. A. 80
4.5.4 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S. A. CON LA
IMPLEMENTACION DEL TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV. 84
4.5.5 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S.A. CONSIDERANDO UNA RED
DE CONEXIÓN 86
4.5.3.1 Análisis de con Habilidad del agente EEQ SA con la implementación del
transformador en paralelo 230/138 kV. 87
4.5.3.2 Análisis de confiabílidad del agente EEQ SA con la implementación de la línea de
transmisión Vicentina —Pomasqui a 138 kV. 88
4.5.3.3 Análisis de confíabilidad del agente EEQ SA con la ímplemenlación del
transformador en paralelo al ATU 230/138 kV y la líaea de transmisión Vicentina — Pomasqui
a 138 kV. 89
CAPITULO V
V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 91
ANEXOS
RESUMEN
El continuo incremento en el tamaño y complejidad de las redes de energía
eléctrica y la necesidad de satisfacer la demanda de energía, cumpliendo
siempre con los requerimientos mínimos de calidad de servicio técnico y
confiabilidad obligan a la Compañía Nacional de Transmisión de Energía
Eléctrica TRANSELECTRIC S.A. analizar continuamente las redes que
conforma su Sistema Nacional de Transmisión.
En el presente proyecto se realiza un análisis de confiabiiidad de algunas de
las redes que conforman el sistema de transmisión, de donde se obtienen
algunos índices de confiabilidad como son la disponibilidad, ¡ndisponibilidad,
frecuencia de fallas, tiempo medios fuera de servicio, energía no suministrada,
entre otros.
Una vez analizados los resultados, se determina alternativas topológicas con
las cuales se incremente la confiabilidad y mejorar así la calidad de servicio de
energía eléctrica para los usuarios de dichas redes.
Todos los análisis de confiabilidad se los realizan con el programa DIGS1LENT
Power Factory, el mismo que basa sus cálculos en índices de confiabilidad de
cada uno de sus elementos y en modelos estocásticos de Weibull - Markov.
CAPITULO I
I INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
Un sistema de suministro de energía eléctrica tiene como objetivo satisfacer la
demanda de los consumidores cumpliendo siempre con los requisitos mínimos de
calidad técnica y confiabilidad a los menores costos posibles. Los requisitos de
calidad técnica están dados por valores límites admisibles de voltaje y frecuencia
y la confiabilidad se mide generalmente a través de la continuidad de servicio.
Las empresas encargadas de producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica,
buscan continuamente incrementar la confiabilidad de sus sistemas mediante
inversiones adicionales ya sean estas en la expansión o en la operación de los
componentes, sin embargo, no es posible realizar muchas inversiones ya que
esto provocaría un incremento en los costos de producción de la energía, por lo
que es necesario determinar soluciones óptimas entre economía y confiabilidad.
Los indicadores estocásticos que permiten cuantificar la confiabilidad del
suministro de energía eléctrica son calculados modelando el comportamiento
estocástico-determinístíco de los componentes del sistema de generación y
transmisión (barras, líneas, transformadores e interruptores) y del pronóstico de
la demanda.
El continuo incremento en el tamaño del "Sistema Nacional de Transmisión" ha
conducido a que el área de Explotación de la Compañía Nacional de Transmisión
TRANSELECTR1C S.A. busque continuamente la manera de evaluar
cuantitativamente la confiabilidad del sistema determinando la disponibilidad de
los equipos que conforman las cadenas de conexión que van desde el anillo de
230 kV. hasta los puntos de conexión de los distintos usuarios.
2
Mediante los estudios de confiabilidad se analizan las posibilidades de disminuir al
máximo los tiempos de interrupción del servicio determinando los componentes
más vulnerables de! sistema y de esta manera buscar alternativas topológicas que
incrementen su confiabilidad.
1.2 OBJETIVO
General:
• Crear modelos estocásticos de los distintos componentes del sistema y
procedimientos de cálculo para evaluar cuantitativamente la confiabiüdad, con
la ayuda del programa DlgSILENT, de las redes de transmisión de energía
eléctrica pertenecientes a la Compañía Nacional de Transmisión
TRANSELECTRIC S.A. que servirán a los agentes TERMOESMERALDAS,
EMELESAYEEQS.A.
Específicos:
• Determinar cantidades estocásticas de los componentes tales como frecuencia
de falla y tiempo medio fuera de servicio; con los cuales se definirán los
modelos estocásticos a ser implementados en el programa.
• Analizar las distintas maneras de definir un modelo estocástico para
determinar cual de ellos se ajusta más a la realidad y requerimientos de!
sistema con el que se obtendrán resultados más reales.
• Con los modelos aplicados se determinarán índices de confiabilidad como son
la disponibilidad, frecuencia de interrupción y tiempo medio de interrupción de
servicio de las redes planteadas para los agentes antes mencionados.
1.3 ALCANCE
• Mediante el presente proyecto se determinarán los índices de disponibilidad de
las redes de transmisión para el año 2004 con los modelos de cálculo
escogidos y aplicadas a tos agentes:
o EMELESA
o TERMOESMERALDAS
o EEQS.A.
• Se analizarán cadenas de conexión partiendo desde el anillo de 230 kV. hasta
llegar a los puntos de conexión de los agentes antes mencionados. Todo este
análisis se lo realizará con la ayuda del programa DlgSILENT.
• De acuerdo a los requerimientos del programa se definirán modelos
estocásticos para cada uno de los componentes que conforman las redes
analizadas, esto es: generadores, barras, interruptores, líneas de transmisión,
transformadores y cargas.
• De todo este estudio se obtendrán índices de duración promedio de las
interrupciones tanto para cada uno de los sistemas planteados como para los
clientes.
CAPITULO II
II. TEORÍA BÁSICA DE CONFIABILIDAD
En el presente capítulo se presentan algunas de los conceptos de la teoría de
confiabilidad aplicados en el análisis de las cadenas de conexión implementadas.
En un inicio se darán las definiciones de algunos de los términos utilizados
comúnmente en los estudios de confiabilidad para luego determinar las
expresiones matemáticas de algunos conceptos como son: confiabilidad,
frecuencia de fallas, tiempo medio antes de la falla, entre otros.
A continuación se definirán los procedimientos analíticos de cálculo de la
confiabilidad para lo cual es indispensable determinar los métodos de
enumeración de los estados donde se definirán los modelos de Weíbull-Markov
para dos y tres estados.
Finalmente se determinan las expresiones para el cálculo de algunos de los
índices de confiabilidad que determinarán la frecuencia y los tiempos medios de
interrupción de los sistemas.
2.1 DEFJMCIONES DE LA TEORÍA DE CONFIABILJDAD
Para los estudios de confiabilidad de los sistemas de suministro de energía
eléctrica se utilizan los siguientes conceptos:
Componente.- Este término se utiliza para denominar a cualquier parte de un
todo, dependiendo del nivel en el cual se esté trabajando.
Sistema.- Es el conjunto de componentes que interactúan entre si para cumplir
una función determinada.
Confiabilidad (fiabilidad).- Es la capacidad de que un componente o sistema
desempeñe una función determinada, conservando sus características de uso,
sobre condiciones preestablecidas por un periodo de tiempo determinado
pudiendo ser expresada como una probabilidad.
Adecuación.- Es la capacidad de satisfacer los requerimientos de potencia y
energía de los consumidores, respetando los límites técnicos de los componentes
y teniendo en cuenta las salidas de servicio planificadas e imprevistas de los
componentes. [1]»
Seguridad.- Capacidad de soportar perturbaciones imprevistas tales como
cortocircuitos o salida de componentes sin violar restricciones operativas. [1]
Es la propiedad que tienen los componentes de no permitir situaciones de riesgo
o peligrosas tanto para las personas que operan dichos componentes como para
el medio que los rodea.
Un aspecto importante de la seguridad es la integridad, la cual se define como la
capacidad de preservar interconectado el sistema en caso de ocurrir alguna
contingencia. [1]
La confiabilidad de los componentes de los sistemas de suministro de energía
eléctrica se caracterizan por los estados de: capacidad, trabajo, reserva,
-'Resumen del Sistema'.."*: r..l.sSMosÍiá[\ReI;Üév3-Sjís^Süm. -.
"Casd:cleÉstudio\T;ítúlo:
Figura 3.3.3 Salida de resultados
63
CAPITULO IV
IV MODELOS PARA EL CÁLCULO DE LA
CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL « DE
TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2004, APLICADO A
LOS AGENTES: EMELESA, TERMOESMERALDAS Y
EEQ S.A,
En este capítulo se va establecer la metodología mediante la cual se realizará el
análisis de confiabiiidad de los agentes mencionados, los modelos de cadenas de
conexión a ser ¡mplementados en el DtgSILENT y los parámetros con los que se
definen los modelos de fallas de cada uno de sus componentes.
Se indicará además la forma de obtener la frecuencia de fallas y los tiempos
medios de reparación de los componentes que intervienen en las cadenas de
conexión.
Se analizarán los resultados obtenidos en los reportes que emite el programa
DlgSILENT y se determinará índices de confiabiiidad característicos de los
modelos de conexión planteados y las posibles variaciones que estos pueden
tener.
4.1 MODELOS DE CADENAS DE CONEXIÓN
Las cadenas de conexión son redes que parten desde las barras del anillo de 230
kV hasta llegar a las barras de conexión de los distintos agentes ya sean estos
generadores o distribuidores. Estas pueden estar conformadas de diferente
número y tipos de componentes y pueden tener más de un camino en paralelo.
64
4.1.1 CADENA BE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EMELESA
Para el caso del agente distribuidor EMELESA la cadena de conexión modelo
partirá desde la barra del anillo de 230 kV, ubicada en la subestación Santo
Domingo, para luego de pasar por el transformador ATU, ubicado en la misma
subestación, llegar hasta la barra de 138 kV. Se conectará con la barra de 138 kV,
de la subestación Esmeraldas, a través de una línea a doble circuito y luego de
pasar por el transformador AA1 llegará hasta la barra de 69 kV, de la misma
subestación, donde se conectará el alimentador de EMELESA. La cadena de
conexión descrita se muestra en la Figura 4.1.1.
SIDO-230 kV
ATU STDO
-STDO-138kV
STDO - ESM138kV
ESM-138kV
AA1 -
ESM-69kV
EMELESA
Figura 4.1.1 Cadena de conexión para el agente EMELESA
65
Una particularidad que tiene el programa DlgSILENT es que determina los índices
de contabilidad vistos desde los puntos de conexión de las cargas, es decir, que
si se implementa una cadena de conexión aplicada solo a un agente generador la
confíabilidad del sistema siempre va ha ser del 100%. Por esta razón se realiza un
segundo análisis para el agente EMELESA en el cual se incluye el generador de
TERMOESMERALDAS y se determinan los nuevos índices de confiabilidad del
sistema.
La nueva cadena de conexión, en la cual se incluye el agente
TERMOESMERALDAS se muestra en la Figura 4.1.2
STDO - 230kV
ATU STDO
STDO-138kV
STDO-ESM138kV
ESM - 136kV
AA1 - ESM
ESM - 69kV
G1-CTESM
EMELESA
Figura 4.1.2 Cadena de conexión para el agente EMELESA incluido
TERMOESMERALDAS
66
4.1.2 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EEQ S.A.
Desde la barra del anillo de 230 kV, ubicada en la subestación Santa Rosa, partirá
la cadena de conexión del agente EEQ S.A. luego de lo cual pasará por el
transformador ATU hasta llegar a la barra de 138 kV de la misma subestación,
donde existe dos caminos en paralelo a través de los transformadores TRN y TRP
los cuales se conectan con la barra de 46 kV en la que se instalarán las cargas de
dicho agente.
La cadena de conexión para este agente se muestra en la Figura 4.1.3
ATU SROS
SROS - 230kV
TRN SROS TRP SROS
SROS-138kV
SROS - 46kV
EEQSA EEQSA
Figura 4.1.3 Cadena de conexión para el agente EEQ S.A.
67
4.2 FRECUENCIA DE FALLA ( X ) Y EL TIEMPO MEDIO DE
REPARACIÓN ( r) DE LOS COMPONENTES DE LA RED
Una vez determinados los modelos de cadenas de conexión, es necesario
calcular los parámetros que se ingresarán en el DigSILENT para realizar el
análisis de confiabilidad. Estos parámetros son la frecuencia de interrupción ( A )
y los tiempos medios de reparación (r), los mismos que se determinan en base a
un análisis de las estadísticas de las fallas ocurridas en los componentes.
Los componentes para los cuales se necesita determinar los parámetros de fallas,
son:
• Transformadores
• Barras
• Interruptores
• Líneas de transmisión
Uno de los objetivos del suministro de energía eléctrica es brindar una continuidad
de servicio a los consumidores, es por esta razón que siempre se ha buscado
proteger los equipos más relevantes del sistema y que por ende son los más
costosos. Este es el caso de los transformadores, en los cuales una falla puede
dejar sin energía a un sistema por un periodo largo de tiempo hasta detectar ía
falla y repararla, pero también puede ocurrir que la falla ocasione un daño
permanente al transformador y este tenga que ser reemplazado, provocando una
perdida cuantiosa para los propietarios de dicho componente.
Los sistemas de protecciones actuales aislan a los transformadores de fallas que
puedan ocurrir en elementos extemos a este, garantizando así su disponibilidad.
Además de los sistemas de protección, se realizan mantenimientos en el
transformador para evitar que este falle o se deteriore y tenga que salir de servicio
antes de cumplir su vida útil.
68
Por todo lo expuesto anteriormente es poco probable que ocurran fallas en
componentes de este tipo y para determinar un índice de frecuencia de fallas o
tiempo medio de reparación, se debería realizar un seguimiento del mismo desde
et momento en el cual se puso en funcionamiento.
Si bien es cierto se puede determinar tanto la frecuencia de falla como el tiempo
medio de reparación de estos componentes en base a las estadísticas que posee
la Compañía Nacional de Transmisión TRANSELECTRIC S.A., pero los índices
obtenidos pueden no ser los correctos debido a que no se tiene información de las
fallas desde el momento en el que el componente fue instalado y para muchos de
los casos no se tienen informes de fallas.
Por esta razón se ha considerado índices característicos internacionales, tanto
para la frecuencia de falla como para el tiempo medio de reparación para los
siguientes componentes: transformadores, interruptores y barras. Los índices
característicos de estos componentes se presentan en la Tabla 4.2.1.
COMPONENTE
INTERRUPTORESBARRASTRANSFORMADORES
FRECUENCIA DE FALLA[Fallas / año]
0.0050.0150.2
TIEMPO MEDIO FUERA[HORAS]
865
Tabla 4.2.1 Frecuencias de faifa y tiempos medios de reparación
4,2.1 ANÁLISIS DE FALLAS EN LAS LINEAS BE TRANSMISIÓN BE SNI
En un Sistema Eléctrico de Potencia son las líneas de transmisión los
componentes en los cuales ocurren una mayor cantidad de fallas ya que son las
que están expuestas mayormente a factores como son la vegetación, descargas
atmosféricas, contaminación, entre otros.
69
Con las estadísticas de todas las fallas ocurridas en una determinada línea
durante un periodo determinado de tiempo, es posible determinar índices de
confiabitidad muy reales de frecuencia de falla, tiempo medio de reparación,
disponibilidad, indisponibilidad, etc.
La empresa nacional de transmisión TRANSELECTR1C S.A. con el objetivo de
brindar un servicio de calidad y cumpliendo siempre con los requerimientos
técnicos que ello conlleva, ha realizado continuamente estudios de confiabilidad
de redes entre los cuales existe uno realizado el mes de octubre de 1999 del cual
se determinan las frecuencias de falla (fallas/kilómetro/año) y tos tiempos medios
de reparación (minutos), para las líneas de 230 kVy 138 kV.
Para este análisis se dispone de las longitudes de las líneas, el año de entrada en
operación de las mismas y una estadística del número de fallas y la duración de
estas en minutos. Las fallas han sido clasificadas en transitorias, permanentes y
totales. Aquellas fallas que tienen una duración menor o igual a 30 minutos se les
ha denominado como fallas transitorias, a las que tienen una duración mayor a 30
minutos se las ha denominado permanentes y las totales son la suma de todas las
fallas. Además las fallas mayores a 30 minutos se les han considerado como
transitorias de 30 minutos y permanentes con el tiempo real de duración.
Para una mejor comprensión y mayor facilidad de cálculo se han clasificado las
líneas de transmisión por regiones, esto es Costa y Sierra, para los voltajes de
230 kV. y 138 kV., y además las fallas se han agrupado en periodos de dos años.
Con estos datos se determina el número promedio de fallas por kilómetro y por
año (FF) así como también el tiempo medio por falla (TMRF), para cada región y
nivel de voltaje tal como se indica en el ANEXO1.
La frecuencia de falla se determina dividiendo el número total de las fallas para el
total de kilómetros de las líneas por año de la siguiente manera:
70
NF— (4.2.1)L
y el tiempo medio por falla (TMRF), se lo determina dividiendo el tiempo de todas
las fallas (TT) para el número de fallas NF:
TMRP-i- (4.2.2)NF
Ahora bien, si se desea determinar la frecuencia de faüa total de la línea lo único
que se debe hacer es multiplicar la frecuencia de falla (falías/kilómetro/año ) por
la longitud total de la línea.
Dicho estudio a más de determinar los parámetros antes mencionados, ha
determinado la disponibilidad que tendrá cada una de las líneas del sistema. Para
ío cual se ha aplicado la siguiente expresión:
(4.2.3)v '525600
En la expresión anterior se divide para 525600 minutos debido a que el TMRF
está dado en minutos y se desea saber la disponibilidad de las líneas en el año.
Este documento contiene información sobre las fallas ocurridas hasta 1998, pero
en otros estudios realizados por la misma empresa se ha actualizado esta
información hasta el año 2000 y son por lo tanto los datos que se utilizarán en el
desarrollo del proyecto y los que serán presentados el ANEXO 1.
Para modelar las líneas en el DIgSILENT y como ya se observó en el capítulo
referente al programa, es necesario disponer la frecuencia de fallas de las líneas
para cada 100 km, por lo que al momento de ingresar estos datos en el programa
se debe tomar la precaución de realizar dicha conversión.
71
En la red implementada para el agente EMELESA, interviene la línea de
transmisión Santo Domingo - Esmeraldas a 138 kV. para la cual se han
determinado la frecuencia de fallas y el tiempo medio de reparación, los mismos
que se indican en la Tabla 4.2.2
LINEA DETRANSMISIÓN
Sto. Domingo -Esmeraldas.
Voltaje[kVJ
138
Longitud[km]
154.29
MTTRw
1,1342
Frecuencia defalla
[faJ las/año]Longitud propia
8,350105008
Frecuenciade falla
[f alias/año!En 100 km5,41195476
Tabla 4.2.2 Línea de transmisión Sto Domingo - Esmeraldas
4.3 MODELOS ESTOCASTICOS DE GENERADORES
En el capitulo referente al programa se observó que es posible modelar una
máquina sincrónica con un modelo de Weibull - Markov y con cualquier número
de estados, además de los parámetros necesarios para definir al modelo
estocástico.
A la compañía nacional de transmisión de energía TRANSELECTRIC S.A. le
interesa conocer cuando las unidades generadoras van a estar disponibles y
cuando no lo están, por lo tanto, los modelos que se ¡mplementarán en el
DlgSILENT para e! estudio de confiabilidad tendrán solo dos estados, en servicio
y fuera de servicio.
Para definir un modelo de Weibul! - Markov en el programa es necesario definir
las matrices de duración de estados y probabilidades de transición. Uno de los
parámetros que se define en la matriz de duración de estados es el factor de
forma beta, pero debido a que el presente análisis se lo hará solo en base a
modelos homogéneos de Markov, no es necesario definir este parámetro ya que
el programa por defecto lo iguala a la unidad.
72
Al realizar el análisis con modelos homogéneos de Markov y con 2 estados, e!
único parámetro que se debe definir es el de la matriz de duración de estados,
que es el tiempo medio de duración del estado, el cual se definirá en base a tas
disponibilidades de las unidades de generación.
Para determinar el número de horas por año que estarán disponibles los distintos
generadores que intervienen en las redes, se ha recurrido al PLAN DE
OPERACIÓN DEL MEM para el periodo abril 2003 - marzo 2004 en donde se
dispone de un cuadro de disponibilidad de las unidades generadoras (ANEXO 2) y
en base det cual se determinará los tiempos en servicio y fuera de servicio de
dichos generadores.
Entonces para la unidad generadora TERMOESMERALDAS, se tendrán los
siguientes parámetros:
En servicioFuera de servicio
156156
7254.21505.8
Tabla 4.3.1 Parámetros del generador TERMOESMERALDAS
4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Existen dos formas de modelar cargas en el DlgSILENT, una es con los modelos
locales de carga y otra es con los modelos de área de carga. Las cargas que
intervienen en las redes del presente análisis de confiabilidad serán definidas solo
con modelos locales de carga, debido a la característica que tienen de variar
independientemente unas de otras, que es lo que más se aproxima a la realidad.
Caso similar que para los generadores los modelos de carga se pueden hacer
para distintos estados, los que pueden ser: 100%, 50%, 20%, etc.; pero mientras
menor sea el número de estados mas rápido ejecutará los cálculos el programa,
73
por lo que solo se han considerado 2 estados los que se definen luego de ingresar
la curva de carga.
Debido a que e! análisis se realizara en el periodo abril 2003 - marzo 2004 es
necesario proyectar la demanda de las empresas consideradas en las distintas
redes esto es para la carga de EMELESA y la EEQSA.
En el PLAN DE OPERACIÓN DEL MEM, el CENACE ha realizado una proyección
de la demanda de todas las empresas distribuidoras del SNI para el periodo antes
mencionado, la cual se puede apreciar en el ANEXO 3. Para la proyección el
CENACE ha considerado que el porcentaje de incremento de la demanda será de
un 3% anual.
En el caso de la EEQ S.A. es necesario desglosar la proyección para las cargas
considerada en el análisis, esto es, la carga conectada a los transformadores TRN
y TRP de la subestación Santa Rosa. Para ello se determinará el porcentaje de
aporte de cada una de las cargas (TRN y TRP) a la carga total de la EEQ S.A. y
de esta manera determinar su proyección.
Entonces la proyección para el periodo abril 2003 - marzo 2004, para las cargas
de las redes analizadas se resume en la Tabla 4.4.1
75
Para ejecutar ei análisis de confiabilidad de tos modelos de cadenas de conexión
implementados en el programa, es necesario seguir cada uno de los pasos
indicados en el capítulo referente al DlgSILENT.
Después de ejecutar el análisis de confiabitidad el programa puede emitir cuatro
clases de resultados: del sistema, de interrupciones de carga, de barras y de
contingencias, en cada uno de los cuales se tiene varios índices de confiabilidad
de los cuales se resumirán los mas importantes y se realizará el análisis
respectivo.
4.5.1 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EMELESA
Los índices más importantes de un análisis de confiabilidad son: la disponibilidad,
!a frecuencia, el tiempo de interrupción tanto para las cargas como para todo el
sistema y \ energía no suministrada a causa de estas interrupciones.
Estos y algunos índices más muestra el programa DlgSILENT en sus distintos
reportes de resultados, los mismos que para el caso de esta red se pueden
observar en ei ANEXO 4.
Los principales índices de confiabilidad del sistema implementado para el agente
EMELESA se resumen en el Cuadro 4,5.1
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]
SIGLAS
ASAIASUISAIFISAIDIENS
AENSLPITLPIFAID
VALOR
0.99971160690.0002883931
0.5092492.526
137.731137.731
2.530.514.96
Cuadro 4.5.1 Resumen de índices de confíabíHdad
76
Uno de los índices más usados en el análisis de confiabilídad de los sistemas
eléctricos de potencia es la disponibilidad (ASAI), para el cual se ha establecido
un rango de valores dentro del que se considera que un componente o un sistema
eléctrico son altamente confiables, dicho rango de valores está comprendido entre
0.99985 y 1.00000
Al comparar el índice de disponibilidad obtenido en e¡ análisis del agente
EMELESA, con este rango de valores indicado, se puede observar claramente
que el sistema no es altamente confiable ya que su valor de disponibilidad de
0.9997116069 está fuera del intervalo establecido, sin embargo, tampoco se
puede afirmar que tenga una mala confiabilidad, pero es necesario analizar las
posibilidades de incrementarla para mejorar la calidad de servicio a este agente.
En el resto de índices de confiabilidad también se refleja cuando un sistema no
tiene una alta disponibilidad, este es el caso de la red estudiada, en el cual la
frecuencia de fallas del sistema es de 0.509249, lo cual significa que existirá una
falla cada 2 años cuyo tiempo de interrupción promedio va a ser de 2.526 horas
por cliente y por año.
Otro índice de confiabilidad importante es la energía no suministrada (ENS), sobre
todo para la Compañía Nacional de Transmisión de Energía Eléctrica
TRANSELECTRIC S.A., ya que está en la obligación de pagar a los distribuidores
por esta energía no entregada a causa de una ¡ndisponibilidad en sus redes.
El valor aproximado que TRANSELECTRIC S.A. tiene que pagar por kWh no
suministrado es de 30 centavos, entonces para la red analizada el costo total de
la energía no suministrada a EMELESA es:
-HNS*costokmno;(llioiIlistrado
Costo^ -137731*0.3
=41319.3 USD/afio
78
4.5.2 ANA1JSIS BE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EMELESA INCLUIDO
EL AGENTE TERMOESMERALDAS
En la cadena de conexión del agente EMELESA se ha incluido la planta
generadora de TERMOESMERALDAS y se analiza los nuevos índices de
confiabiiidad que el programa emite en sus reportes de resultados (ANEXO 5), de
los cuales los más importantes se resumen en ei Cuadro 4.5.2.
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]
SIGLAS
ASAIASUISAIFISA3DIENS
AENSLPITLPIFAID
VALOR
0.99981766110.0001823389
0.3082301.597
82.36382.363
1.600.315.18
Cuadro 4.5,2Resumen de índices de confíabUidad
Al ¡mplementar esta fuente de alimentación, la disponibilidad aumento de
0.9997116069 a 0.9998176611, lo cual todavía no está dentro del rango en ei que
se considera que un sistema es altamente confiable, sin embargo, el solo hecho
de que la disponibilidad haya aumentado en una diezmilésima, implica que el
resto de índices de confiabiiidad también van a mejorar. Por ejemplo la frecuencia
de interrupción del sistema ha disminuido en 60.53% y el índice de duración de
interrupción promedio en un 63.22%.
Esta disminución en la frecuencia de fallas hace que las interrupciones del
suministro de energía disminuyan, reduciendo así la cantidad de energía no
suministrada al cliente.
El nuevo cálculo para el costo de energía no suministrada que TRANSELECTRIC
S.A. debe abonar a los clientes será:
79
= ENS * costokwhnosmninistrado
= 82363*0.3
-24708.9 USD/año
El costo de energía no suministrada ha disminuido de 41319.3 a 24708.9
USD/año, representando un ahorro anual del 60 % para TRANSELECTRIC S.A.
Del análisis de contingencias se observa que el componente más importante en la
nueva red planteada es el transformador AA1 de 138/69 kV. ubicado en la
subestación Esmeraldas, ya que si este sale de servicio obligatoriamente se tiene
que interrumpir el suministro de energía al agente distribuidor EMELESA. Esto
significa que si se deseaba obtener mejores resultados ai incrementar la
confiabilídad de dicho agente, se debía comenzar analizando los puntos críticos
como son en este caso el transformador AA1 de la subestación Esmeraldas.
Este análisis de contingencias también nos da una pauta de la forma mediante la
cual se puede mejorar los índices de confiabílidad de las redes. En el caso de
esta red por ejemplo, se podría instalar un transformador en paralelo al AA1 de la
subestación Esmeraldas de las mismas características, para que el suministro de
energía eléctrica tenga dos alternativas de circulación y en caso de falla de uno
de ellos no interrumpir el servicio.
Otra manera de incrementar la confiabílidad de la red, sería el implementar un
transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV. de la subestación Santo
Domingo, pero una vez mas se debe considerar si la inversión inicial que
TRANSELECTRIC S.A. hace para mejorar su calidad de servicio representa a
largo plazo una utilidad y no ocasiona un incremento en el precio de la energía
para el usuario final.
80
4.5.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EEQ S.A.
Otro modelo de cadena de conexión analizada con el DlgSILENT es la del agente
EEQ S.A. del cual se ha obtenido los reportes de los índices de confiabilidad que
se encuentran en el ANEXO 6. Algunos de estos índices se resumen en el Cuadro
4.5.3
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) |MWh/a]
SIGLAS
ASAIASUISAIFISAIDIENS
AENSLPITLPIFAID
LPENSLPENS
VALOR
0.99982629670.0001737033
0.2879841.522
123.99961.999
1.520.295.28
59.8864.12
Cuadro 4.5.3Resumen de índices de confiabilidad
A pesar de que el índice de disponibilidad de la red no está dentro del intervalo en
el cual un sistema es considerado altamente confiable, se puede decir que la
confiabilidad de la red es bastante buena, debido a que su frecuencia de falta es
baja, pues e! sistema se interrumpirá aproximadamente 1 vez cada 3 o 4 años.
Sin embargo, la duración promedio de la interrupción es alta, lo que provoca que
la energía no suministrada sea mayor, aumentando los costos para
TRANSELECTRIC S.A. También se debe considerar que las cargas conectadas a
esta red son más grandes y si la duración de las interrupciones son mayores, ia
cantidad de energía no entregada en el año será mucho mayor que en otras
redes.
81
El costo anual que implica no suministrar dicha energía se determina a
continuación, para cada una de las cargas de la EEQ S.A. conectadas en la barra
de 46 kV. de la subestación Santa Rosa.
Carga conectada at TRN
CoStO ENS TJ^ = b-N O COStO km n
Costo ^=59880*0.3
Costo ^17964 USD/año
Carga conectada al TRP
Costo ENSTRP =ENS* costo
-64120*0.3
-19236 USD/año
Costo total
UOStOENSTOTAL — COStOENSTRP ^^OS^°ENSTRN
-17964 +19236 - 37200 USD/año
Debido a que los costos por concepto de energía no suministrada son elevados
para esta red, es necesario determinar cual de los componentes es el mas
influyente en el cálculo de la confiabiiídad y como se puede mejorarla.
Mediante et reporte de contingencias del DigSILENT se determina que el
elemento mas relevante es el ATU de 230/138 kV ubicado en la subestación
Santa Rosa, lo cual también es posible observar en ei diseño de la red ya que
este transformador es el único camino por et cual puede circular la energía
82
demandada, por lo tanto, una alternativa con la cual se incrementaría la
confiabilidad de la red es conectando un transformador de fas mismas
características en paralelo, el cual sen/irá de camino alterno cuando el un
transformador falle o salga de servicio debido a un mantenimiento. Otra opción
sería buscar una red alterna de alimentación para estas cargas sin necesidad de
pasar por el ATU de Santa Rosa, es decir, desde la barra de 138 kV.
En la actualidad compañía nacional de transmisión TRANSELECTRIC S.A. se
encuentra analizando estas alternativas debido al apagón ocurrido el pasado 25
de junio del 2003 donde se interrumpió el suministro de energía eléctrica durante
5 horas a la EEQ S.A. a causa de una falla en los equipos del transformador ATU
de 230/138 kV de la subestación Santa Rosa, claro está que la alternativa
escogida deberá ser la óptima entre costo y beneficio.
En el presente proyecto se va ha realizar un análisis complementario para la red
de la EEQ S.A. con un transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV de la
subestación Santa Rosa de idénticas característica, tal como se muestra en el
diagrama de la Figura 4.5.1
83
ATU SROS
SROS - 230kV
Transformador230/138kV
TRN SROS TRP SROS
SROS-13BKV
t
EEQSA
SROS - 46kV
EEQSA
Figura 4.5.1 Cadena de conexión para el agente EEQ S.A. con transformador en
paralelo al ATU 230/138 kV.
Con la implementación de este nuevo transformador y con !a ayuda del programa
DlgSILENT se realizará el anáfisis de confiabilidad. Una vez obtenidos los
reportes de resultados se compararán con los obtenidos para la cadena original y
de esta manera observar como cambian los índices de confiabilidad.
84
4.5.4 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EEQ S.A. CON LA
EttPLEMENTACION DEL TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATÜ
230/138 kV.
Después de haber ejecutado el análisis de confiabütdad en el DlgSILENT, se
obtienen tos reportes de resultados (ANEXO 7) de los cuales se resumen los
principales índices de confiabilidad en el Cuadro 4.5.4
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]
SIGLAS
ASA1ASUISATFISAIDIENS
AENSLPITLPIFAID _^
LPENSLPENS
VALOR
0.99994010840.0000598916
0.0875460.525
42.75421.377
0.520.095.99
20.6522.11
Cuadro 4.5.4 Resumen de índices de confiabilidad
Cuando se aumenta la confiabilidad de tos puntos críticos de una red, su
confiabilidad se incrementa enormemente. Este es el caso de la red de la EEQ
S.A. que tenía como punto crítico al transformador ATU de 230/138 kV de la
subestación Santa Rosa que a! conectar otro de iguales características en
paralelo mejoraron todos sus índices de confiabilidad.
Disminuyeron el tiempo medio de interrupción y la frecuencia de falla del sistema
en un 30% esto significa que si antes se producía una falla cada 3 o 4 años ahora
será aproximadamente cada 10 o 12 años.
Al disminuir las interrupciones del sistema, se disminuye también la cantidad de
energía no suministrada al cliente, haciendo que los costos por energía no
suministrada sean menores. Esta disminución de costos, representa para
,85
TRANSELECTRiC S.A. un ahorro anual del 30% cuyo valor se determina a
continuación:
Costo ENS
s =ENS costokwhnosumin¡strado
-42754*0.3
Costo^ =12 826.2 USD/año
Ahorro
Ahorro = 37200 USD/año - 12826.2 USD/año
Ahorro = 24374 USD/año
Al transportar una cantidad mayor de energía por sus redes y con la reducción de
sus costos por concepto de energía no suministrada, la compañía nacional de
transmisión TRANSELECTRIC S.A. recibirá mayores utilidades de sus
instalaciones, siempre y cuando la inversión inic2ial hecha para mejorar su
calidad de servicio no sea elevada.
Estos modelos de cadenas de conexión nos permiten tener una ¡dea de la
confiabilídad de las redes de la compañía nacional de transmisión
TRANSELECTRiC S.A., sin embargo, para conocer los verdaderos índices de
confiabiüdad se debe realizar un análisis en el que se incluyan todos los
elementos conectados a estas cargas e incluso se puede realizar un análisis por
zonas.
La ventaja de usar estos modelos es que nos permite observar con mayor
claridad las distintas formas con las que se puede mejorar la confiabilidad de un
sistema, sin embargo, se puede estar descartando opciones que incrementarían
aun mas la confiabilidad de ciertas redes, este es el caso del análisis de
86
confiabilidad presentado a continuación para las cargas de la EEQ S.A. en las que
se va a considerar un anillo a nivel de 138 kV tal como se muestra en la figura
4.5.2
Figura 4.5.2 Cadena de conexión de ía EEQSA considerando un anillo a nivel de
138kV.
4.5.5 ANÁLISIS DE CONTABILIDAD DEL
CONSIDERANDO UNA RED DE CONEXIÓN
AGENTE EEQ S.A.
Con el fin de determinar la mejor forma en la que se puede incrementar la
confiabilidad de la red se ha considerado 3 casos de análisis: En et primer caso se
analiza la confiabilidad con el transformador en paralelo al ATU de Santa Rosa
230/138 kV, en el segundo análisis se considera la implementación de !a línea
Vicentina - Pomasqui la cual cerrará el anillo a nivel de 138 kV y finalmente se
realizará un tercer análisis considerando las dos alternativas juntas.
87
4.5.5.1 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación del
transformador en paralelo 230/138 kV.
Como ya se observó en los modelos de análisis, la confiabilidad para el agente de
la EEQ SA aumenta cuando se incrementa el transformador en paralelo al ATU de
230/138 kV de la subestación Santa Rosa lo cual también se puede apreciar en el
presente análisis cuando se considera la red de 138 kV, sin embargo, los índices
obtenidos no van a ser los mismos que los de los modelos, ya que en este
análisis se está considerando una red en la que interviene un mayor número de
elementos con sus respectivos índices de confiabilidad.
En el cuadro 4.5.5 se resumen los principales índices de confiabilidad obtenidos
con el programa DlgSILENT y en el Anexo 8.1 se tienen todos los resultados de
este análisis.
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]
SIGLAS
ASAIASUISAIFISAJDIENS
AENSLPITLPIFAID
LPENSLPENS
VALOR
0.99993042850.0000695715
0.1021660.609
42.95721.478
0.610.105.97
18.0324.93
Cuadro 4.5.5 Resumen de índices de confiabilidad
Es evidente que una de las alternativas con ías cuales se podría incrementar la
confiabüidad en un determinado sistema es conectando elementos en paralelo ya
que estos permiten que la energía tenga otro camino por el cual circular y de esta
manera dar continuidad de servicio a sus cargas.
88
También es importante mencionar que no solo conectando elementos en paralelo
se incrementa la contabilidad de un sistema ya que es posible encontrar otros
caminos o formas mediante las cuales se mantenga la continuidad de servicio.
Esto se puede apreciar en el siguiente análisis cuando se impfementa la línea de
transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV la cual cerrará el anillo y por
consiguiente ofrecerá otro camino de circulación de la energía.
4.5.5.2 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación de la línea
de transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV.
Después de ¡mplementar la línea de transmisión Vicentina - Pomasqui a nivel de
138 kV, y realizar el análisis de confiabilidad con el programa DlgSILENT se
obtienen los reportes de resultados que se encuentran en el ANEXO 8.2 de los
cuales se presenta un resumen de los principales índices de confiabilidad en el
cuadro 4.5.6
ENDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]
SIGLAS
ASAIASUISÁTFISAIDIENS
AENSLPITLPIPAID
LPENSLPENS
VALOR
0.99993386090.0000661391
0,0973610.579
40.83720.419
0.580.105.95
17.1423.70
Cuadro 4.5.6 Resumen de índices de confiabilidad
89
Comparando estos índices con los obtenidos en el análisis anterior se puede
observar que la confiabilidad es mayor cuando se implementa la línea de
transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV que cuando se implementa el
transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV. Además el tiempo de
interrupción promedio del sistema también disminuye lo cual ofrece un incremento
en la calidad de servicio técnico del sistema.
Una de las razones por la cual la confiabilidad es mayor al implementar la línea de
transmisión Vicentina - Pomasqui, es que la línea tiene doble circuito y en caso
de que uno de sus circuitos falle el otro servirá de camino para la circulación de la
energía.
También se debe considerar que el tiempo de reparación de los transformadores
es mayor que el tiempo de reparación de una línea a pesar de que la probabilidad
de que esta falle es mucho mayor que en los transformadores.
Una vez que se han analizado cada una de las alternativas anteriores por
separado es conveniente analizar la red cuando se implementan las dos
alternativas juntas, es decir, con el transformador en paralelo y con la línea de
transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV.
4.5.5.3 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación del
transformador en paralelo al ATU 230/138 kV y la línea de transmisión
Vicentina - Pomasqui a 138 kV.
Al realizar el análisis de confiabilidad combinando las dos alternativas anteriores
se obtienen los reportes de resultados que se encuentran en el ANEXO 8.3 y de
los cuales se resumen los índices de confiabilidad más importantes en el cuadro
4.5.7.
90
ÍNDICE DE CONFIABILIDAD
índice de Disponibilidad de] Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. f 1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]
SIGLAS
ASAIASUISAIFISAIDIENS
AENSLPITLPIFAID
LPENSLPENS
VALOR
0.99993040070.0000695993
0.1024140.610
42.97421.487
0.610.105.95
18.0424.94
Cuadro 4.5.7 Resumen de índices de confiabiíidad
Como se puede observar en el cuadro anterior la confiabiíidad es menor cuando
se implementan las dos alternativas juntas que cuando se implementan por
separado, claro que la diferencia es muy pequeña, sin embargo, se puede
apreciar que ei tiempo de interrupción promedio del sistema es menor que cuando
se ¡mplementa solo el transformador en paralelo, pero es mucho mayor que
cuando se implementa la línea Vicentína - Pomasqui.
Después de realizar estos tres análisis se puede afirmar que desde el punto de
vista de confiabilidad la mejor alternativa con ia que se incrementa la calidad de
servicio técnico de este sistema es cuando se impiementa la línea Vicentina -
Pomasqui, sin embargo, es conveniente realizar un estudio de estabilidad para
determinar si las otras líneas son capaces de soportar este flujo de carga.
91
CAPITULO V
V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
• Con los modelos de cadenas de conexión implementados y con los índices
de contabilidad obtenidos es posible determinar la confiabilidad de otras
redes del Sistema Nacional de Transmisión, cuyas configuraciones sean
similares a las de los modelos analizados, sin embargo, para determinar
los verdaderos índices de confiabilidad se debe analizar las redes con
todos sus componentes y con sus respectivas características.
• En las cadenas de conexión analizadas se observó que los índices de
confiabilidad no se encuentran dentro del intervalo en el que son
considerados de alta confiabilidad, esto no significa que las instalaciones
sean de mala calidad o poco confiables, sin embargo, se puede mejorar
sus instalaciones para de esta manera mejorar la calidad de servicio.
Hasta el momento el CONELEC no ha emitido una regulación sobre los
índices de confiabilidad en la transmisión, es por esta razón que no se
puede afirmar que los valores obtenidos para las distintas redes son
buenos o malos y tampoco se puede comparar con las regulaciones a nivel
de distribución, ya que los índices en la transmisión deben ser mucho mas
exigentes.
Debido a que no se tienen índices de referencia en las regulaciones del
país, se ha comparado los resultados obtenidos con índices de
confiabilidad de otros países.
92
Las regulaciones de los países tomados como referencia evalúan la
confiabilidad en función de la frecuencia y la duración de las
indisponibilidades no programadas. En el cuadro 5.1.1 se encuentran los
índices de confiabilidad de algunos de los países tomados como referencia.
País
Argentina
Perú
Chile
Panamá
* Ecuador
Frecuencia de
interrupción
[int/año]
.6
4
5-7
3
0-1
Duración de la
interrupción
[no ras/i nt]
2
2
2-3
3-4
4 - 5
* Estimado de resultados obtenidos de la tesis.
Cuadro 5.1.1 índices de confiabHidad
Comparando los índices de confiabilidad de las distintas redes analizadas
con los de! cuadro 5.1.1, se pude observar que a pesar de que la
frecuencia de interrupción es baja para los modelos analizados la duración
de las interrupciones son grandes, lo que acarrea que los tiempos de
indisponibilidad del sistema al año sea grandes, sin embargo, son menores
que las de otros países como Cfíile y Argentina.
Si bien es cierto que los índices obtenidos se encuentran dentro de los
rangos de tolerancia de las regulaciones de otros países, hay que
considerar que los sistemas eléctricos de potencia de algunos de estos
países son más grandes e incluso manejan niveles de voltaje más altos.
93
Las redes analizadas son la combinación de estructuras en serie y en
paralelo, es por esta razón que algunas partes de la red son más
confiables que otras. Las partes de las redes donde la confiabilidad es baja
se denominan puntos críticos y si se desea incrementar la confiabilidad de
todo el sistema, se debe comenzar incrementando la confiabilidad en estos
puntos.
Tanto para la cadena de conexión del agente EMELESA como para la EEQ
S.A. se analizaron las maneras de mejorar la confiabilidad de sus redes y
se determinó que la mejor forma de hacerlo es conectando componentes
en paralelo y en los puntos críticos. Al conectar componentes en paralelo la
energía eléctrica tiene dos posibilidades de circulación y en caso de salir de
servicio uno de los componentes, el otro está en capacidad de transmitir la
energía sin necesidad de suspender la continuidad de servicio.
En el Sistema Nacional de Transmisión existen cadenas de conexión
radiales que alimentan importantes cargas como es el caso de la cadena
de la EEQ S.A. las cuales deben procurar no interrumpir el servicio ya que
esto acarrea grandes costos económicos y sociales tanto para
TRANSELECTRIC como para los usuarios.
Cuando en un sistema no se tiene buenos índices de confiabilidad, la
calidad del servicio es mala y los costos por concepto de energía no
suministrada debido a indisponibilidad de los componentes de las redes,
son altos, por lo que es necesario siempre tener índices de confiabilidad
altos para disminuir dichos costos, pero siempre considerando el punto
óptimo entre el costo que implica para la sociedad de proporcionar calidad
y continuidad en el suministro eléctrico y beneficio que la sociedad obtiene
de la calidad y continuidad, ya que demasiadas inversiones podrían
provocar que el suministro de energía sea muy costoso para el usuario
final.
94
RECOMENDACIONES
• Conforme se incrementa el tamaño y la complejidad del Sistema Nacional
de Transmisión, se debe realizar continuos estudios de confiabilidad de sus
redes con el fin de permitir la planificación, diseño y operación de las
mismas y de esta manera garantizar la calidad técnica y continuidad de
servicio para cualquier requerimiento de demanda, minimizando de esta
manera los costos sociales y económicos que conlleva interrumpir el
suministro.
• De el presente estudio se ha observado que una buena alternativa para
mejorar la confiabilidad de la red de la EEQ es instalando un transformador
en paralelo al ATU de Santa Rosa o construyendo una línea a doble
circuito desde la subestación Vicentina hasta la subestación Pomasqui, por
lo cual se recomienda considerar esta alternativa para brindar un servicio
de mayor calidad técnica y mas confiable.
• Por todo lo expuesto anteriormente sería recomendable que el CONELEC
en conjunto con TRANSELECTR1C determinen los índices mínimos de
confiabilidad que deben tener las redes de transmisión y de esta manera
asegurar la disponibilidad de las mismas.
95
Referencias Bibliográficas
[1] GRECO, Daniel. Estudios de Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos.
Universidad Nacional de San Juan Argentina. Noviembre de 2001. Parte I Capítulo
1, páginas 1 — 16, 23 - 40,
[2] MENA, Alfredo. Confiabilidad de Sistemas de Potencia. Escuela Politécnica