UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA SEDE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA “ANÁLISIS DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS ECONÓMICOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA AL INYECTAR POTENCIA EN EL ANILLO DE 69 KV DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL CENTRO SUR.” Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero Eléctrico AUTOR: Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas DIRECTOR: Ing. Freddy Campoverde Cuenca – Ecuador 2011
210
Embed
UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA SEDE … · 7 2.1 planteamiento de las ecuaciones de flujo de potencia ..... 43
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA
SEDE CUENCA FACULTAD DE INGENIERIA
CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA
“ANÁLISIS DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS
ECONÓMICOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
OCAÑA AL INYECTAR POTENCIA EN EL ANILLO
DE 69 KV DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL
CENTRO SUR.”
Tesis previa a la obtención del
título de Ingeniero Eléctrico
AUTOR:
Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas
DIRECTOR:
Ing. Freddy Campoverde
Cuenca – Ecuador
2011
2
Los conceptos desarrollados, analizados, realizados
y las conclusiones del presente trabajo, son de exclusiva
responsabilidad del autor.
(f)_______________________________
Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas
3
Certifico que bajo mi dirección la tesis
fue realizada por el Tnlg
Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas
(f)_______________________________
Ing. Freddy Campoverde
4
AGRADECIMIENTOS.
Quiero agradecer a Dios, quien ha sido mi guía durante toda la etapa
que estoy culminado, a mi Director de tesis Ing. Freddy Campoverde quien fue mi
guía para la culminación del proyecto, a mis padres quienes fueron los que me
dieron la confianza y el ánimo para luchar hasta llegar a culminar este proyecto, y
finalmente a mi esposa e hijos que siempre están conmigo y son la razón de mi vida.
5
RESUMEN.
La presente tesis está encaminada a realizar un estudio del ingreso en
operación comercial de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV, este
estudio plantea los impactos tanto técnicos como económicos que se dan por el
aporte de energía activa como reactiva.
Para esto se realiza una evaluación del estado actual del anillo de 69 KV de la
EERCS, antes de ingresar la central Ocaña, recopilando información sobre las
líneas de transmisión, transformadores , cargas que se tienen en cada una de las
subestaciones de la EERCS y la potencia de en cada uno de los grupos de
generación de Elecaustro, esto según sea la época que se plantea teniendo escenarios
distintos en función de hora de mayor y menor demanda, época del año como
lluviosa y estiaje y escenarios que se manejan en Elecaustro propiamente como son
salida de operación Saymirín por exceso de sedimentación, o cambio de línea de
transmisión en la subestación de Saucay.
Se corren flujos de potencia en el programa DIgSILENT y se determina los
parámetros que se maneja actualmente el anillo de 69 KV, estos parámetros son de
voltaje, pérdidas en las líneas, pérdidas en transformadores, flujos de carga,
sobrecarga en transformadores y líneas de transmisión. Estos análisis se realizan con
una proyección de carga en las subestaciones hasta el año 2014.
Se ingresan los parámetros de la central hidroeléctrica Ocaña al programa de
simulación DIgSILENT con la potencia prevista a trabajar (26 MW carga máxima y
13 MW mínima carga), se corre flujos de potencia con los escenarios planteados en
el capítulo III, adjuntando 2 escenarios más que son la evacuación de la energía por
la línea S/E Cañar_ S/E Sinincay con mínima y máxima carga, esto en temporada
lluviosa y temporada de estiaje respectivamente.
Finalmente se realiza recomendaciones y conclusiones de la evaluación de la
inclusión del proyecto Ocaña principalmente encaminado a dar recomendaciones de
tensión para la operación de central hidroeléctrica Ocaña, para evitar sobretensiones
y minimizar las pérdidas en las líneas de transmisión.
6
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN. 5
ÍNDICE GENERAL 6
ÍNDICE FIGURAS ¡Error! Marcador no definido.
INDICE DE TABLAS ¡Error! Marcador no definido.
MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 18
1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP .. . 19
1.2.1 Representación de las líneas ................................................................ 19 1.2.1.1 Línea de transmisión corta. ......................................................... 19 1.2.1.2 Línea de transmisión media. ....................................................... 19 1.2.1.3 Líneas de transmisión largas. ...................................................... 20
1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión. ................. 20 1.2.2.1 Calibre. .......................................................................................... 21
1.2.2.3 Tipo de conductor. ....................................................................... 21 1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores ...................................... 23
1.2.3.1 Resistencia de corriente continua ............................................... 24
1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna ................................................ 24
1.3.2 Datos de placa de los transformadores. ............................................. 32
1.3.2.1 Transformadores pertenecientes a Elecaustro. ......................... 32 1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS ........................... 33
1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores ........................ 35 1.3.3.1 Prueba de cortocircuito ............................................................... 35
1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES. .......... ...... 36 1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo. .......................... 36
1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. ................................................................................................................ 37
1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL SISTEMA .............................................................................................................. 39
1.6.1 Sistemas por unidad ............................................................................. 39
1.6.2 Valores base de las impedancias ......................................................... 40 1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad ................................................... 41
CAPITULO II 43
SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA A TRAVÉS DE DIGISILENT 43
7
2.1 PLANTEAMIENTO DE LAS ECUACIONES DE FLUJO DE POTENCIA ........................................................................................................... 43
2.1.1 Los flujos de potencia .......................................................................... 43
2.2 MÉTODOS DE RESOLUCIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA 47
2.4.2 Como cargar una base de datos en DIgSILENT ............................... 60
2.4.3 Flujos de carga ..................................................................................... 64
2.4.4 Espacio de trabajo ................................................................................ 68
2.5 DATOS DE ENTRADA Y SALIDA ....................................................... 70
2.5.1 Datos de entrada en DIgSILENT ....................................................... 70 2.5.1.1 Ingreso de datos de generación ................................................... 70
2.5.1.2 Ingreso del datos de carga ........................................................... 72 2.5.1.3 Ingreso de escenarios de operación. ........................................... 74
2.5.2 Datos de salida en DIgSILENT ........................................................... 75
2.6 COMENTARIOS DEL PROGRAMA. .................................................. 80
CAPITULO III 83
FLUJOS DE CARGA EN EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA
ACTUAL. 83
3.1 DATOS DE CARGA Y GENERACIÓN DEL SEP .............................. 83 3.1.1 Cargas máximas de los alimentadores de la EERCS ....................... 83 3.1.2 Cargas mínimas de los alimentadores de la EERCS ...................... 84 3.1.3 Cargas de los generadores. .................................................................. 85
3.1.3.1 Saymirín fases 1 y 2 ...................................................................... 86 3.1.3.2 Saymirín fases 3 y 4 ...................................................................... 87 3.1.3.3 Central hidroeléctrica Saucay ..................................................... 88
3.1.3.4 Central térmica El Descanso ....................................................... 90 3.1.3.5 Central hidroeléctrica Hidroabanico ......................................... 91
3.1.3.6 Central térmica de Monay .......................................................... 92 3.1.3.7 Central hidroeléctrica Ocaña ...................................................... 93
3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS BARRAS .................................................. 94
3.3 Matriz de admitancias del SEP ............................................................... 97
3.4 Escenarios para la evaluación de los flujos de carga ........................... 98
3.4.1 Temporada lluviosa .............................................................................. 99
3.4.1.1 Escenario A ................................................................................. 100
3.4.1.2 Escenario B ................................................................................. 101
3.4.1.3 Escenario C ................................................................................. 102
3.4.1.4 Escenario D ................................................................................. 104
8
3.4.2 Flujo de carga en temporada de estiaje............................................ 105
3.4.2.1 Escenario E ................................................................................. 105
3.4.2.2 Escenario F ................................................................................. 106
3.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ......................................................................................................... 108
3.5.1 Escenario A ......................................................................................... 108
3.5.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 109 3.5.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 111
3.5.2 Escenario B ......................................................................................... 111
3.5.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 113 3.5.2.3 Carga de líneas ........................................................................... 114
3.5.3 Escenario C ......................................................................................... 114
3.5.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 116 3.5.3.3 Carga en líneas de transmisión. ................................................ 117
3.5.4 Escenario D ......................................................................................... 117
3.5.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 119 3.5.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 120
3.5.5 Escenario E ......................................................................................... 120
3.5.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 122 3.5.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 122
3.5.6 Escenario F ......................................................................................... 123
3.5.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 125 3.5.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 126
EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA OCAÑA 134
4.1 DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA ......... .. 134 4.1.1 Ubicación. ............................................................................................ 134
4.1.2 Datos de generación. .......................................................................... 134 4.1.3 Transformador ................................................................................... 135
4.1.4 Línea de transmisión .......................................................................... 136
4.2 DIAGRAMA UNIFILAR SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. 138
4.2.1 Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT 138
4.2.2.1 Configuración de generadores. ................................................. 141
4.2.2.2 Configuración de transformadores .......................................... 144
4.2.2.3 Configuración de la línea de transmisión ............................... 145
9
4.2.2.4 Configuración de barras ............................................................ 146 4.2.3 Diagrama final luego de incluir la central hidráulica Ocaña ......... 146
4.3 ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA ........................................................................................ 147
4.3.1 Escenario en temporada lluviosa ...................................................... 148 4.3.1.1 Escenario A ................................................................................. 148
4.3.2.1 Escenario B ................................................................................. 148
4.3.1.2 Escenario C ................................................................................. 149
4.3.1.3 Escenario D ................................................................................. 149
4.3.2 Escenario en temporada de estiaje ................................................... 150
4.3.2.1 Escenario E ................................................................................. 150
4.3.2.2 Escenario F ................................................................................. 150
4.3.2.3 Escenario G ................................................................................. 151
4.3.2.4 Escenario H ................................................................................. 152
4.4 EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE DIGSILENT ....................................................................................................... 152
4.4.1 Escenario A ......................................................................................... 152
4.4.1.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 154 4.4.1.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 155
4.4.2 Escenario B ......................................................................................... 155
4.4.2.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 157 4.4.2.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 158
4.4.3 Escenario C ......................................................................................... 159
4.4.3.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 160 4.4.3.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 161
4.4.4 Escenario D ......................................................................................... 162
4.4.4.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 164 4.4.4.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 165
4.4.5 Escenario E ......................................................................................... 165
4.4.5.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 167 4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 168
4.4.6 Escenario F ......................................................................................... 169
4.4.6.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 170 4.4.6.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 172
4.4.7 Escenario G ......................................................................................... 172
4.4.7.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 174 4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 175
4.4.8 Escenario H ......................................................................................... 175
4.4.8.2 Perdidas en las líneas ................................................................. 177 4.4.8.3 Carga en las líneas de transmisión ........................................... 178
10
4.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ......................................................................................................... 179
4.5.3 Perdidas en los transformadores. ..................................................... 180 4.5.4 Máximas perdidas en las líneas de transmisión. ............................. 181
4.5.5 Inyección de potencia al sistema ....................................................... 182
4.6 Impactos económicos y técnicos ............................................................ 184
4.6.1.1 Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar 184
4.6.1.2 Análisis de voltajes en la barra de Ocaña ................................ 186
4.6.1.3 Mayor potencia energético en la región ................................... 187
4.6.1.4 Flujos de potencia ....................................................................... 188 4.6.1.5 Aumento de perdidas ................................................................. 190
4.6.2 Impactos económicos ......................................................................... 193 4.6.2.1 Costos por perdidas ................................................................... 193 4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica ............................. 196
4.6.3.1 Construcción de carreteros. ...................................................... 196 4.6.3.2 Inyección económica a la región. .............................................. 197
4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona. ...................................... 198
4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar ...................................... 199
4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas ........................................ 199
CAPITULO V 200
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 200
BIBLIOGRAFIA 205
ANEXOS 207
11
INDICE FIGURAS
CAPITULO I ………………………………………………………………………18
Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta………………………………19
Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media ………………………………..20
Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga ………………………………..20
Figura. 1.4 Resistencia en C.C……………………………………………………24
Figura 1.5 Efecto piel en conductores……………………………………………25
Figura 1.6 Estructura ERH-2G………………………………………………….28
Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito…………………………….36
Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo……………………………….37
CAPITULO II……………………………………………………………………...43
Figura. 2.1 Ventana grafica del DIgSILENT……………………………………60
Figura. 2.2 Cargar usuario y contraseña en el DIgSILENT……………………60
Figura 2.3 Administrador de datos del Digisilent ………………………………..61
Figura. 2.4 Pantalla de opciones de modelado del DIgSILENT………………62
Figura 2.5 Importación de datos en el DIgSILENT……………………………63
Figura 2.6 Exportación de datos en el DIgSILENT……………………………64
Figura. 2.7 Pantalla de escenarios planteados para el análisis en DIgSILENT65
Figura. 2.8 Ventana de simulación de flujos de potencia en DIgSILENT….…67
Figura. 2.9 Modo de presentación grafica de resultados de una simulación…68
Figura. 2.10 Utilidad de cada uno de los iconos de la barra de herramientas del
DIgSILENT…………………………………………………………………….…..69
Figura. 2.11 Acceso a un generado en la ventana grafica del DIgSILENT……70
Figura. 2.12 Configuración de datos básicos en un generador en el
DIgSILEN...………………………………………………………………………...71
Figura. 2.13 Configuración de dato de carga en un generador en el
DIgSILENT………………………………………………………………………...72
Figura. 2.14 Acceso directo a la configuración de una carga en el
DIgSILENT………………………………………………………………………...73
Figura. 2.15 Configuración de carga en el DAIGISILENT……………………74
Figura. 2.16 Ingreso de un nuevo Escenario en DIgSILENT…………………74
Figura. 2.17 Base de datos de los escenarios cargados en el DIgSILENT……75
Figura. 2.18 Barra de resultados del DIgSILENT………………………………75
12
Figura. 2.19 Resumen de datos de carga subidos al DIgSILENT………………76
Figura. 2.20 Datos de generación de las maquinas síncronas en el
DIgSILENT………………………………………………………………………...77
Figura. 2.21 Resultado en las barras de generación externa (subestaciones
Sinincay y Cuenca) ………………………………………………………………...77
Figura. 2.22 Resultados en las líneas de transmisión en el DIgSILENT………78
Figura. 2.23 Resultados de los transformadores de tres devanados en el
DIgSILENT………………………………………………………………………...79
Figura. 2.24 Resultado de los transformadores de dos devanados en el
DIgSILENT………………………………………………………………………...80
CAPITULO III……………………………………………………………………83
Figura. 3.1-Generador de Saymirín #4 fase 1-2…………………………………87
Figura. 3.2-Generadores Francis de Saymirín fases 3-4………………………88
Figura. 3.3-Generadores de Saucay………………………………………………89
Figura. 3.4 Central térmica del Descanso………………………………………..90
Figura. 3.5 central Hidroabanico………………………………………………..91
Figura. 3.6-Central térmica de Monay………………………………………….93
Figura. 3.7-Central hidroeléctrica Ocaña en su etapa de construcción………93
Figura. 3.8-Tipos de barras descritos en el DIgSILENT. ……………………… 94
Figura. 3.9-Simbolo del bus de referencia en el DIgSILENT…………………96
Figura. 3.10-Simbolo del bus de carga en el DIgSILENT………………………96
Figura. 3.11 Bus P-V en el DIgSILENT…………………………………………97
Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara………103
Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A……………………108
Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A………………….109
Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A .110
Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B………………………112
Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B……………………..112
Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B……………………….......113
Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C………………………….115
Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C………………………......115
Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C………………………........116
Figura. 3.22 Curva de voltajes mínimos escenario D……………………….....118
13
Figura. 3.23 Curva de voltajes mínimos escenario D………………………......118
Figura. 3.24 Curva de pérdidas totales escenario D………………………........119
Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E………………………....121
Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E……………………….......121
Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E…………………………...122
Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F……………………….124
Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F……………………….......124
Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F……………………….........125
Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS…………...133
Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña…………………134
Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750………………………………………….137
Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña……………………137
Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT………………………................138
Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT………………………..........139
Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT……….139
Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT……….....140
Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT………………………140
Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT……………141
Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT………………….142
Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña………………142
Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT….143
Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña………………144
Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña……145
Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT ….……146
Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña………………………………………150
Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña. ……..153
Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña. . ……153
Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña . ……...154
Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña. . ……...156
Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña. . ……...157
Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña . ……...158
Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña. . ……...159
Figura. 4.24 curva de voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña. . ……...160
14
Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña . ……...161
Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163
Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163
Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...164
Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña. . ……..166
Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña. . ……...167
Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...168
Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña. . ……...169
Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña. . ……...170
Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña . ……...171
Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña………173
Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña………173
Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña .………174
Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña. .………176
Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña .………177
Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña .………178
Figura. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con
las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña…....……..192
Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña. . …193
Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña. …….…197
Figura. 4.44 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la
central Ocaña…………………...………….……….…………….………………198
Figura. 4.45 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña.…………..……..199
15
ÍNDICE TABLAS Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores………………………….….23
Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor………….26
Tabla 1.3 Reactancia según la configuración……………………………………29
Tabla. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión…………………30
Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro…………33
Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS………34
Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS…..35
Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS…………38
Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes..38
Tabla 2.1 Tipos de barra indicando el numero de ecuaciones..………………..47
Tabla 3.1-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS.84
Tabla 3.2-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS..85
Tabla 3.3-Carga máxima de los generadores de Elecaustro……………………86
Tabla 3.4 Tipos de barras en el anillo de 69 KV. ………………………………..95
Tabla 3.5-Generacion para el escenario A…….………………………………101
Tabla 3.6-Generacion para el escenario B ….………………………………...…102
Tabla 3.7-Generacion para el escenario C….………………………………..…104
Tabla 3.8-Generacion para el escenario E ….………………………………...…106
Tabla 3.9-Generacion para el escenario F ….………………………………...…107
Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…108
Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A ….………………………...…109
Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A ….…………………………………...110
Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A…….111
Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B ….………………………...…111
Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B ….…………………………...112
Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B ….…………………………………...113
Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B….…114
Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C….…………………………114
Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C……….………………………115
Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C….…………………………………116
Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C…..117
Tabla 3.23-Voltajes mínimos en el escenario….….……………………………118
16
Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario……….……………………………………119
Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D……120
Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E……………………………….121
Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E………………………………………….122
Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E…….123
Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F………….…………………123
Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F….…………………………124
Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F….…………………………………125
Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F……126
Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios……….127
Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios……….127
Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios….128
Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F………………129
Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I………………………….130
Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios…………...131
Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores…………132
Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A………………………………….148
Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B………………………………….149
Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C………………………………….149
Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F……………………………………151
Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña……………………152
Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña……………………153
Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, ……….154
Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A,……155
Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña………………….156
Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña……………………156
Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B…………157
Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B,…158
Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña……………………159
Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña…………………..160
Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C,……….161
Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C,…162
Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña……………………162
Tabla 4.19 Voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña…………………163
17
Tabla 4.20 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario D, ……164
Tabla 4.21 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario D, …165
Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña…………………166
Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña……………………166
Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas escenario E, con Ocaña………168
Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña………….………169
Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña……….………….170
Tabla 4.28 Perdidas en cada línea, en el escenario F, con Ocaña…………….171
Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas, escenario F, con Ocaña……….172
Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña……………………172
Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña……………….173
Tabla 4.32 Perdidas en cada línea en el escenario G, con Ocaña……………174
Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas escenario G, con Ocaña ………175
Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña……………………176
Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña. ………………….176
Tabla 4.36 Perdidas en cada línea , en el escenario H, con Ocaña………….…177
Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas , escenario H, con Ocaña …….....178
Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña………………………….179
Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA………………………179
Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia…………………….180
Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña……………………………………181
Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A………….182
Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G…………..182
Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con Ocaña…….……..183
Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con Ocaña……..…..184
Tabla4.46 Comparación de niveles de voltaje……………………………….….185
Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña…………..186
Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro…………….188
Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos, antes y después de Ocaña………......189
Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña………190
Tabla 4.5Comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego de Ocaña ……….191
Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas………………………………195
Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía………………………………….195
18
CAPITULO I
MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
1.1 INTRODUCCIÓN.
El flujo de potencia es la denominación que se da a la solución de estado
estacionario de un sistema de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas de
generación, carga y topología de la red.
Los análisis de flujos de potencia consisten en obtener las condiciones de operación
en régimen permanente de un sistema de energía eléctrica, más concretamente dados
los consumos en cada nodo, y la potencia generada por los alternadores, se trata de
encontrar los voltajes en los nodos y los flujos de potencia por las líneas y los
transformadores.
En la operación diaria, constituye la base del análisis de seguridad del sistema, los
análisis de flujos de carga, se ejecutan periódicamente para identificar posibles
problemas de sobrecargas o voltajes inaceptables, como consecuencia del
crecimiento de la carga o cuando ocurre algún cambio brusco en la topología de la
red. En la planificación permite simular el estado en que se encontrarían los distintos
escenarios que se estén analizando ante una demanda estimada.
Los análisis de los flujos de potencia son de gran importancia en la planificación y
diseño de los futuros proyectos de expansión del sistema de potencia como también
en la determinación de las de las mejores condiciones de operación de los sistemas
ya existentes.
En el estudio de los flujos de potencia se tiene en cuenta la magnitud y el ángulo de
fase del voltaje en cada barra, la potencia activa y reactiva que fluyen en cada línea.
El estudio se va a dedicar a los flujos de potencia en los escenarios demanda mínima
02:00 AM y demanda máxima 19:00 PM, según la proyección de demanda
entregada por la EERCS hasta el año 2014
19
El análisis se lo hace en el DIgSILENT el cual permite cargar los datos reales de
despacho en el programa, a continuación se va analizar los flujos para las demandas
mínima, y máxima para distintos escenarios que se plantearan.
1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP
1.2.1 Representación de las líneas
Al realizar un estudio de flujos de carga, tenemos uno de los más importantes
parámetros como son el medio por el cual va a fluir la distribución de potencia dentro
del alimentador de 69 KV, este medio que es una línea de transmisión trifásico y con
diferentes valores tanto de calibre como tipo de conductor, se la va a representar
como una línea monofásica con su equivalente que según la distancia que tenga se la
va a catalogar como sigue en la siguiente descripción.
1.2.1.1 Línea de transmisión corta.
En la línea de transmisión corta podernos decir que la capacitancia en
derivación es tan pequeña que puede omitirse por completo con una pérdida de
exactitud pequeña por lo que solo se requiere considerar la resistencia R y la
inductancia L que está en serie con la longitud total de la línea.
Para hacer referencia como líneas cortas tenemos las que de longitud tienen menos
de 80 KM de longitud. El circuito equivalente de una línea de transmisión corta se
muestra en la Figura 1.1
Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta
1.2.1.2 Línea de transmisión media.
20
La línea de transmisión de longitud media, se le incluye la admitancia en
paralelo (Capacitancia pura), dividiéndola en dos partes iguales la admitancia
paralelo total de la línea y se coloca en los extremos dando el circuito nominal
llamado π (PI)
La Figura. 1.2 muestra el circuito equivalente de una línea de transmisión de longitud
media, la cual para considerarse como tales van desde una distancia de 80 km hasta
240 km.
Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media
1.2.1.3 Líneas de transmisión largas.
Este tipo de líneas de transmisión se requiere un alto grado de exactitud para
ser calculadas debido a que los parámetros de la línea están distribuidos
uniformemente a lo largo y estas están sobre los 240 km de longitud, por lo cual
dentro de nuestro estudio no las tomamos en cuenta por no estar involucradas las
mismas.
Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga
1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión.
21
Para obtener la resistencia de las líneas de transmisión del SEP a estudiar, en
el trabajo investigativo se obtuvieron los siguientes parámetros a considerar.
1.2.2.1 Calibre.
Para especificar el trenzado multifilar, se suele utilizar su calibre como
punto de partida, se entiende por calibre, el área de la sección transversal o cualquier
parámetro que lo defina, puede ser el diámetro o el radio.
El calibre de los conductores que conforman el SEP a analizar donde se realizara el
flujo de carga tenemos.
• Conductores aéreos de 477 MCM
• Conductores aéreos de 268.8 MCM
• Conductores aéreos de 3/0 ACSR
• Conductores subterráneos de 250 XLPE Cu
• Conductores subterráneos de 50 mm2 Cu
1.2.2.2 Longitud.
La longitud que se tiene dentro de las líneas de transmisión no son mayores a
50 Km por lo que se la puede modelar como una línea corta anteriormente descrita,
pero para nuestro caso el análisis la vamos a tomar como una línea de longitud media
para una mayor precisión en los resultados tomando en cuenta que el análisis se lo va
a realizar en un software de computadora, los parámetros a obtener de la línea de
transmisión van a ser de resistencia, inductancia y suceptancia
1.2.2.3 Tipo de conductor.
Los conductores en las líneas de transmisión son del tipo multifilar y constan
de una serie de alambres conductores trenzados en forma helicoidal, este hecho que
sea trenzado y no conductor solido, es para agregar flexibilidad mecánica al
conductor, proveyendo propiedades de resistencia mecánica.
22
En general un conductor de n capas de alambres que posea un centro de conductor
único, puede ser determinado el número de alambres por medio de la siguiente
ecuación:
No alambres = 3n2-3n+1 Ec_1.5
Para un conductor multifilar, de conductor central único, posee una relación de
alambres según el número de capas será, 7, 19, 37, 61, 91,127….etc.
Los tipos de conductores utilizados en línea de tensión son:
AAC: Conductor de aluminio (All Aluminium Conductor ).- Estos son
conductores de aluminio estándar 1350, son clasificados en:
Clase AA. Para conductores usados en líneas
Clase A. como conductores a ser recubiertos por materiales resistentes a la humedad,
o para líneas de muy alta flexibilidad.
Clase B: para conductores ha de ser aislados con varios materiales y para
conductores indicados bajo la clase a donde la flexibilidad es requerida
Clase C: son empleados para aplicaciones donde una gran flexibilidad es requerida.
ACSR: Conductor de aluminio con aleación de acero (Aluminium Conductor
Steel Reinforced)
Este conductor es empleado en líneas de transmisión y sistemas de distribución
primaria, El ACSR ofrece el óptimo esfuerzo para el diseño de líneas.
El núcleo de acero es variable de acuerdo a los diseños de esfuerzo, sacrificando la
capacidad de corriente del conductor.
23
ACAR: Conductor de aluminio con refuerzo de Aleacion(Aluminium
Conductor Alloy Reinforced)
Es usado como conductor para sistemas de distribución primaria y secundaria,
poseen una buena relación de esfuerzo peso, y lo hace aplicable en aplicaciones
donde capacidad de corriente y esfuerzos son las consideraciones primarias en el
diseño de la línea.
El tipo de conductor que entrelaza todo el SEP es el tipo PARTRIDGE para
conductor de 266.8 MCM y el HAWK para el conductor de 477 MCM, los cuales
para realizar el cálculo tiene los siguientes parámetros técnicos.
Palabra clave área del aluminio tensado
diámetro (m)
Resistencia
RMG, Ds pies
CA,60 Hz 20 C 50 C Ω/km Ω/km
PARTRIDGE 266,8 26/7 0,016307 0,2145 0,2356 0,0088 HAWK 477 26/7 0,021793 0,12 0,1317 0,0086 Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores Fuente: Libro Análisis de sistema de Potencia, pág. 707 1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores
La resistencia es el efecto más importante en las perdidas de las líneas de
transmisión, es originado por la resistencia de los materiales conductores que
conforman la línea de transmisión. La resistencia eléctrica en los conductores
desencadena disipación térmica sobre los mismos como consecuencia del efecto
Joule, además de una caída de tensión.
En los sistemas de transmisión eléctrica, la resistencia se transforma en un factor a
erradicar y eliminar, debido a que la resistencia eléctrica se transforma en la causa
principal de pérdidas de la energía transmitida.
Para tratar de disminuir las perdidas por efecto Joule en la resistencia de los
conductores, se han elevado los niveles de tensión de transmisión, con el objetivo de
24
reducir apreciablemente la corriente que circula por la línea para un mismo valor de
potencia a transmitir.
La resistencia eléctrica se ve afectada por una serie de fenómenos que provocan la
distribución no uniforme de la corriente en el conductor. Existen dos tipos de
resistencias eléctricas
1.2.3.1 Resistencia de corriente continua
En el caso de la corriente continua se logra una distribución uniforme de la
corriente en la sección transversal de conductor, lo que permite la máxima
conducción a través del material.
La resistencia en corriente continua (Rdc) de un cuerpo puede ser estimada por la
ecuación: = Ec.1.1
L: Longitud
A: área de la sección transversal
Figura. 1.4 Resistencia en C.C
1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna
La resistencia de corriente alterna(Rca) se diferencia de la resistencia de
corriente continua (Rdc), en el hecho de que la primera considera la distribución no
uniforme de la corriente a lo largo de la sección transversal del conductor como
consecuencia de los fenómenos que se hacen presentes al trabajar con corriente
alterna.
25
El efecto piel o Skin Efect, indica que en los conductores con sección transversal
circular, aumenta la densidad de corriente del interior al exterior, sin embargo en
conductores de radio suficiente grande, se puede presentar densidades de corriente
oscilantes a lo largo del radio.
Figura 1.5 Efecto piel en conductores
Aunque existen métodos para calcular los valores de resistencia en Corriente Alterna
para los distintos tipos de conductores y materiales y su posible variación con la
temperatura, la mayoría de los fabricantes suministran junto a su producto una
cantidad de tablas donde se incluyen los posibles valores de resistencia en corriente
alterna para ciertas temperaturas.
En la tabla 1.3 se observa la resistencia de cada una de las líneas de transmisión que
conforman el SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) a analizar.
26
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
SUBESTACIÓN Tensión Calibre de conductor
MCM [km]
PARAMETROS
salida
llegada KV R pu Ω/km Ω S/E 03 S/E 02 22 3/0 ACSR 3,149 0,276 0,424 1,334
S/E 12 S/E 09 69 477 MCM 11,504 0,034 0,139 1,602 Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor. Fuente: EERCS 1.2.4 Inductancia.
La inductancia permite relacionar al campo magnético originado por la
corriente que transporta la línea de transmisión mediante un modelo eléctrico sencillo
que se lo denomina inductancia
27
Los conductores poseen inductancia debido a los flujos internos, la corriente
sinusoidal produce flujos que varían sinusoidalmente en fase con la corriente.
Además la inductancia se da debido al flujo externo de un conductor
Para determinar la inductancia de una línea simple de dos conductores cilíndricos
sólidos se suman la inductancia debido a los enlaces del flujo interno más la
inductancia debido a los enlaces de flujo externo.
Las tablas generalmente enlistan los valores de RMG para los conductores estándares
están disponibles y dan información necesaria para el cálculo de la reactancia
inductiva como también de la capacitancia en paralelo y de la resistencia
En general es más deseables la reactancia inductiva que la inductancia de un
conductor, Para el cálculo de una línea trifásico se debe tomar en cuenta el RMG
(radio medio geométrico) de las 3 líneas
En caso de una línea trifásico que sus distancia entre conductores no son con un
espaciamiento equilátero, para restablecer el balance en las tres fases intercambiando
la posición de los conductores en intervalos regulares a lo largo de la línea, de forma
tal que cada conductor ocupe la posición que tenia originalmente los otros a igual
distancia. A este intercambio se le denomina transposición.
Para obtener la impedancia de una línea trifásica aplicamos la siguiente expresión
= 2210 !"#$!"% Ω/( Ec. 1.1
Donde
f frecuencia
GMD Distancia media geométrica de las líneas
RMG Radio medio geométrico
Para determinar el GMD se toma las estructuras que encontramos dentro del anillo de
69 KV, la siguiente que analizaremos es la más común dentro del alimentador por lo
28
que vamos a calcular y tomar como referencia para el cálculo de la impedancia de la
línea de transmisión.
• ERH-2G
Figura 1.6 Estructura ERH-2G
LA DMG (distancia media geométrica) de un grupo de conductores se determina de
la siguiente manera
• )*+ = ,)-.)-)./ Ec. 1.2
)*+ = √4,609 ∗ 4,609 ∗ 6/ = 5,033
• = 4 ∗ ∗ ∗ 10 ∗ #"!$!"% 89
• = 0,4786 8<9 Conductor 477 MCM
• = 0,5002 8<9 Conductor 266,8 MCM
Con estos valores podemos determinar los valores de reactancia que según la
distancia de la estructura que se encuentra de cada una de las líneas del SEP como se
muestra la tabla 1.4:
29
Estructura XL Omhs/km
ERH-2G 0,4786 ESH-2G 0,441 SIG 0,4189 ERH-G 0,441 SU1G 0,3835 AU130G 0,4103 SIG 0,4103 RU1G 0,4103 AU1-90G 0,4103 AU1-60G 0,4103 A10-R 0,4189 ESH-G 0,441 A60-R 0,4189 TU1G 0,4103 RIG 0,4189 ARR 0,4103 Tabla 1.3 Reactancia según la configuración de la estructura de la línea de transmisión. Fuente: Autor.
Los fabricantes de conductores además especifican los datos técnicos de los
constructores, para el caso del RMG, como se especifico anteriormente en la
tabla.1.2
La EERCS además facilito los valores ya calculados en por unidad como en Ω/km de
las impedancias de la líneas de transmisión que se encuentran dentro del SEP. En la
tabla 1.5 se puede observar la informnacion.
30
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
SE_07-SE_19 10,265 10,591 10,596 10,600 SE_19-SE_11 10,211 10,540 10,545 10,550 Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A
En el análisis de los diferentes escenarios planteados tenemos que la máxima tensión
se da en el escenario D, el cual evacua la energía de la central Saucay por la S/E 7, el
valor máximo que se tiene es 1,04 P.U, que está dentro de los limites tolerantes %5.
VOLTAJES MAXIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo
A Say-B3 2,46 1,026 34,57 B Cañar-22kV 22,77 1,035 3,64 C Descanso-6.3kV 6,43 1,021 37,08 D Say-B3 2,50 1,040 35,68 E Say-B3 2,46 1,025 34,47 F Cañar-22kV 22,82 1,037 1,64 G Say-B3 2,46 1,027 34,31 H Cañar-22kV 22,75 1,034 0,02
Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña
4.5.2 Mínima tensión
Los voltajes mínimos que se tiene en el escenario F y escenario E y escenario
C, se tienen niveles por debajo de los permitidos por la regulación y norma del 5%.
Estos escenarios se presentan debido a que la central Saymirín está fuera de línea las
unidades y no existe regulación de tensión en la barra, pero los transformadores de
potencia se encuentran constantemente conectados debido a que la fase Saymirín 1-2
no tiene interruptor, solamente tiene cuchillas para sacar la línea del sistema.
Aparte de los anteriores mencionados no existen niveles críticos de tensión que
sobrepasen del 5% de tensión.
VOLTAJES MINIMOS ESCENARIO BARRA KV P.U Angulo
A L.Cordero-6.3kV 6,05 0,960 23,24 B Sau-B1 4,08 0,980 33,34 C Say-B2 2,28 0,949 -151,89 D L.Cordero-6.3kV 6,04 0,958 23,06 E Say-B2 2,27 0,946 -152,70 F Say-B1 2,25 0,935 -153,25 G L.Cordero-6.3kV 6,054 0,961 23,094 H Sau-B1 0,980 0,980 0,979
Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA
180
4.5.3 Perdidas en los transformadores.
Las pérdidas que se obtiene en los transformadores de todo el anillo de 69 KV de la
EERCS, se detallan en la tabla 4.42, donde se suma a las pérdidas anteriores que se
tenían los valores correspondientes a los transformadores de la central Hidroeléctrica
Filtrando los resultados se obtiene un incremento en líneas de transmisión
puntuales debido al ingreso de Ocaña a inyectar potencia al sistema, donde el signo
indica el sentido del flujo de potencia.
190
VARIACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA, AL INGRESAR OCAÑA
LINEA DE TRANSMISION
Escenario A
Escenario A
Escenario G
Sin Ocaña
Con Ocaña
Con Ocaña
Cuenca-Ricaurte(07) 9,573 -6,307 2,093 P.Industrial(04)-Ricaurte(07) 6,797 15,707 10,957 Azogues(09)-Cañar(18) 6,778 -18,309 -4,881 Ricaurte(07)-El_Descanso(12) 0,207 25,188 11,874 Cañar_Scay 0,000 0,000 -13,748 OCAÑA-CAÑAR 0,000 12,955 -12,757 Ocaña_Cañar 0,000 -12,755 12,956 Verdillo(06)-P.Industrial(04) -2,447 -11,331 -6,598 Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña
Como es natural sube el flujo de potencia por donde circula la energía hacia el centro
de carga más grande que tiene la cuidad como lo es el Parque Industrial, las líneas
expuestas en la tabla 4.50 es por donde fluirá la potencia de Ocaña.
4.6.1.5 Aumento de perdidas
Al aumentar los flujos de potencias por las líneas tenemos un aumento de perdidas,
por cuanto el aumento de pérdidas es un punto que se asume al entrar en línea la
central Ocaña, en el siguiente grafico podemos apreciar la diferencia en cuanto a
perdidas cuando entre en operación la central.
En principio hasta que se construya la línea de transmisión desde S/E Cañar hasta la
S/E de Sinincay se va a tener perdidas mayores por el ingreso de Ocaña que va a
llegar 2,173 MW en horas de máxima demanda, subiendo en caso de presentarse una
evacuación de la energía de Saucay por la línea hacia la S/E 7 hasta 2,4 MW.
191
ESCENARIO COMPARACION DE PERDIDAS
AÑO 2011 2012 2013 2014
A
Con Ocaña 2,173 2,299 2,353 2,394 Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 1,401 DIFERENCIA 1,032 1,084 1,039 0,992
B
Con Ocaña 1,437 1,436 1,434 1,435 Sin Ocaña 0,522 0,539 0,557 0,577 DIFERENCIA 0,915 0,897 0,878 0,858
C
Con Ocaña 2,133 2,172 2,234 2,284 Sin Ocaña 1,052 1,133 1,241 1,338 DIFERENCIA 1,081 1,038 0,993 0,946
D
Con Ocaña 2,400 2,528 2,584 2,628 Sin Ocaña 1,328 1,403 1,504 1,594 DIFERENCIA 1,072 1,125 1,080 1,033
E
Con Ocaña 2,053 2,091 2,153 2,202 Sin Ocaña 0,956 1,037 1,144 1,240 DIFERENCIA 1,097 1,055 1,009 0,962
F
Con Ocaña 0,561 0,568 0,574 0,586 Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 0,294 DIFERENCIA 0,325 0,315 0,304 0,292
G
Sin Ocaña 1,141 1,215 1,313 1,401 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay 1,664 1,719 1,797 1,864 Diferencia 0,523 0,504 0,484 0,462
H
Sin Ocaña 0,236 0,253 0,270 0,294 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay 0,384 0,398 0,410 0,430 Diferencia 0,148 0,144 0,140 0,136
Tabla 4.51 tabla comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego del ingreso de Ocaña
192
Fig. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña
2,173
1,1411,032
1,437
0,522
0,915
2,133
1,0521,081
2,221
1,328
0,893
2,053
0,9561,097
0,561
0,2360,325
1,141
1,664
0,523
0,2360,384
0,148
COMPARACION DE PERDIDAS EN LOS DIFERENTES ESCENARIOS
193
Al tener el ingreso de la línea de transmisión S/E Cañar_ S/E Sinincay se va a tener una
disminución importante de las pérdidas bajando a 1,664 MW por el ingreso de Ocaña, de
ahí la importancia de la construcción de la línea de transmisión que será una evacuación
directa de la energía producida por Ocaña.
En la grafica 4.47 se observa el camino por donde recorre la potencia generada de
Ocaña en los flujos de potencia inicialmente
Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña.
4.6.2 Impactos económicos
4.6.2.1 Costos por perdidas
Los costos del aumento de pérdidas en las líneas se deben asumir de la siguiente manera:
194
• Desde la central hidroeléctrica Ocaña hasta la subestación Cañar es asumida por
ElecAustro, aproximadamente 408 KW a plena carga y en el escenario F, que es
temporada de estiaje dando una carga de 13 MW se tiene una pérdida de 104 kw
• Desde que ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, la empresa eléctrica regional
centro sur debe asumir Las perdidas y la manera de distribución de la energía en la
región.
Con un costo promedio de venta de $ 0,05855 el KW/H, el cual es el valor al que vende
Elecaustro la energía eléctrica, se obtiene los costos por concepto de pérdidas en las
líneas. En la tabla 4.52 se observa los resultados.
Los costos con la leyenda diferencia en la tabla 5.51 es la que se asume en cada uno de
los escenarios por ingreso de la operación al anillo de 69 KV de la EERCS, dentro de
estas pérdidas van difererenciadas , las que son por transmisión de energía la asume
Elecaustro, y las que son por flujo para distribución de energía las asume la EERCS.
195
COMPARACION DE COSTOS POR PERDIDAS
AÑO costo diario
costo anual
Con Ocaña escenario A 3054,3 1114829,8 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 DIFERENCIA 1450,8 529529,2 Con Ocaña escenario B 2019,4 737081,2 Sin Ocaña escenario B 733,9 267869,6 DIFERENCIA 1285,5 469211,6 Con Ocaña escenario C 2997,2 1093974,6 Sin Ocaña escenario C 1478,6 539671,5 DIFERENCIA 1518,6 554303,0 Con Ocaña escenario D 3121,0 1139174,1 Sin Ocaña escenario D 1866,1 681123,3 DIFERENCIA 1254,9 458050,7 Con Ocaña escenario E 2885,1 1053053,6 Sin Ocaña escenario E 1343,9 490527,4 DIFERENCIA 1541,2 562526,2 Con Ocaña escenario F 788,1 287642,2 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 DIFERENCIA 456,6 166643,7 Sin Ocaña escenario A 1603,6 585300,6 Con Ocaña y línea Cañar_Sinincay escenario G 2338,2 853445,2 Diferencia 734,6 268144,5 Sin Ocaña escenario F 331,5 120998,5 Con Ocaña y linea Cañar_Sinincay escenario H 539,8 197041,1 Diferencia 208,3 76042,6 Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas. Fuente: autor.
Los costos que representa a Elecaustro la transportación desde Ocaña hasta Cañar en el
escenario de máxima carga, se tiene en la tabla 4.53
Perdidas por transmisión de energía de Ocaña MW (perdidas) Costo de venta Perdidas en $ diario Perdidas en $ anual 0,4082818 0,058559 573,81 209439,11
Tabla 4.53 Costos por transmisión de energía
196
El costo indicado en la tabla 4.53 subiría al doble si la línea de Ocaña no fuera de doble
terna, sino una línea simple, por tanto los costos por conceptos de perdidas subirían al
doble.
4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica
Al ingresar la central hidroeléctrica dentro de los parámetros que maneja la
empresa tiene previsto a un costo de una central térmica de producción de 12
KWH/galón, equivalentes a un ahorro estimado por año de 13,9 MM USD. Con un
factor de planta de 0,9 y una producción anual de 203.099 MWH/año.
Estos valores son en beneficio de país debido a que esta central hidroeléctrica viene a
remplazar a centrales termoeléctricas ineficientes que reducirán su producción o en su
defecto tendrán que ir saliendo de operación comercial como vaya avanzando la
construcción de proyectos hidroeléctricos y de otro tipo de energía renovable.
La central del descanso que es la única que genera energía térmica comercialmente en la
ciudad de Cuenca y la venta se la realiza a una empresa de distribución como lo es la
EERCS, produce un promedio de 58.000 MWH/AÑO y su costo de producción es de 17
KWH/galón que difiere mucho de otras empresas generadoras del país.
4.6.3 Impactos Sociales
Desde la construcción de la central hidroeléctrica Ocaña, hasta la finalización y durante
la operación de la central se tendrá impactos sociales a las comunidades pertenecientes a
la región donde se la construye, entre estos impactos podemos enumerarlos como
4.6.3.1 Construcción de carreteros.
197
Uno de los primeros beneficios sociales que trajo la construcción de la central
Hidroeléctrica Ocaña es la apertura de nuevos carreteros, se construyeron 2 carreteros.
• Un carretero que va desde la zona de Javín-San Antonio.Cañar. cercano al río
Cañar. En esta área se abrió una carretera que servirá de entrada a la ventana tres
del túnel. La vía tiene una extensión de 2.700 metros
• Desde la bocatoma se abrió otro carretero hasta la casa de maquinas con una
longitud de 2400 metros
Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña.
La construcción de carreteros y el mantenimiento que va a dar la empresa Elecaustro da
beneficios a los campesinos para poder sacar productos agrícolas de difícil acceso
anteriormente.
4.6.3.2 Inyección económica a la región.
El proyecto hidroeléctrico durante su etapa de construcción se dieron cerca de
420 plazas para personal (directo e indirecto) no especializado de la zona del Proyecto
198
durante 28 meses, que aproximadamente dura la obra, además una inyección de 500 mil
dólares mensuales para la construcción del proyecto.
4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona.
La empresa consiente del manejo ecológico que se debe tener en proyectos de
generación hidroeléctricos se hizo una socialización del proyecto y además capacitación
en manejos ambientales para la región, se dieron la siguiente capacitación:
• Capacitación en escuelas sobre medio ambiente a 300 niños.
• Capacitación a padres de familia sobre manejo de desechos sólidos, cuidado de
suelos y agua a 1700 personas.
• Jornadas médicas con atención a niños de escuelas de Quilloac, San Rafael en la
zona alta del proyecto y de Javín, San Antonio, Ocaña en la zona baja del
proyecto.
Figura. 4.45 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la central Ocaña
199
4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar
Debido al represamiento del rio Cañar para tomar el agua y conducirla hasta el
tanque de presión y luego bajar por una tubería de aproximadamente 3 km de distancia,
se tiene como impacto social la disminución del caudal, pero para mitigar este impacto
ambiental Elecaustro contribuye con un caudal ecológico, el cual es el 10% del caudal
total del rio, esto hace que nunca se sequen los ríos de la región, además ayuda a
controlar las crecidas de los ríos el tanque de presión ubicado en la bocatoma de la
central.
Pero como consecuencia negativa. El agua que sale de las turbinas no tiene
prácticamente sedimento. Esto puede resultar en la erosión de las márgenes de los ríos
4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas
La reproducción de los peces se da normalmente en las partes torrentosas y aguas
arriba donde generalmente viven, para lo cual al tener un azud los peces no pueden
volver a reproducirse, pero dentro de las especificaciones del impacto ambiental se
realiza la construcción de una escalera de peces, la cual permite ascender a los mismos.
En el grafico 4.55 podemos verlo.
Figura. 4.46 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña
200
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES.
• En la evaluación de flujos de potencia se tuvieron un total de 45 nodos en el
anillo de 69KV a evaluar, por lo que esta cantidad de barras solamente con
un programa de computación se puede realizar el análisis respectivo, para
esto se utilizo el DIgSILENT que tiene grandes bondades tanto graficas
como de manejo de datos y distintos tipos de escenarios que se plantearon.
• La generación desde la central Hidroabanico no es un aporte relevante para
el estudio de flujos de potencia en el presente tema de estudio, esto debido a
que ingresa a una tensión de 138 KV a la Subestación Cuenca y luego se la
baja a 69 KV para ingresar al anillo de la EERCS, por lo que se puede tomar
como un aporte del S.I.N.
• En el análisis de flujos de potencia antes del ingreso de la central
hidroeléctrica de Ocaña se puede observar que las perdidas dentro del anillo
de la EERCS incluido los generadores de Elecaustro se tiene menores
perdidas, esto se debe a que la potencia de la central Hidroeléctrica Ocaña no
fluye por el anillo de 69KV, sino ingresa por la subestación Cuenca o por la
subestación Sinincay como energía desde el S.N.I
• La energía que ingresaba a través del S.N.I eran mayores antes del ingreso
de la central Hidroeléctrica Ocaña, esto conllevaba que las perdidas por
transmisión de energía las asuma TRANSELECTRIC, al ser la empresa de
transmisión de energía, pero un detalle que se debe tomar en cuenta es que el
ingreso de energía a través de TRANSELECTRIC es a un nivel de tensión
201
de 138 KV, mientras que la central hidroeléctrica Ocaña es a un nivel de
tensión de 69 KV, por tanto las perdidas suben dado que a 138 KV circulara
menor Corriente que a 69 KV.
• Las perdidas I2.R en el caso de la transmisión de la energía desde Ocaña son
asumidas en partes según sea donde se localicen, si están desde la central
Ocaña hasta la Subestación Cañar las asume Elecaustro, pero una vez que
ingresa al anillo de 69 KV de la EERCS, los asume la empresa eléctrica
regional centro sur y sea el caso cada empresa vera por mejorar las perdidas
técnicas que se tiene en los conductores.
• La empresa Elecaustro con el fin de reducir las pérdidas emplea una línea de
transmisión de doble terna, esto debido a que circulara menor corriente por
cada línea y por ende las perdidas I2.R serán menores. Si fuera solamente
una línea estaría en condiciones de transportar la energía, pero con el
inconveniente de perdidas alrededor de los 800 KW/H a plena carga la
central de Ocaña, pero como se hizo ubicar una línea de transmisión de
doble terna las perdidas bajan a la mitad, que están en el orden de los 400
KW/H a plena carga
• De la misma manera la EERCS con el afán de disminuir las perdidas en las
líneas, debería construir una línea de transmisión directa desde la
subestación Cañar hasta la Subestación Sinincay. Esta línea en el presente
análisis determina que se disminuyan aproximadamente 487 KW a plena
carga en temporada lluviosa, además ayuda a mejorar los niveles de tensión
y ser más estables al variar la potencia de los generadores
.
• Otro impacto que se tiene un mejoramiento en niveles de tensión en las
subestaciones cercanas al proyecto hidroeléctrico Ocaña, como es la
subestación Cañar debido a que los generadores tiene la misión de regular
202
tensión en función del control de reactivos en la línea a través del
AVR(Regulador automático de tensión), pero se debe tener cuidado el valor
en por unidad que se fije en Ocaña al momento de empezar su operación,
esto debido que puede afectar a la subestación de Cañar con una tensión más
allá del 1,05 P.U.
• Para bajar el nivel de tensión de la subestación de cañar a nivel de 22KV, la
cual es la más sensible al entrar en operación la central Hidroeléctrica
Ocaña, se puede cambiar la posición del tap el que actualmente se encuentra
en la posición 2 del transformador a la posición 3.
• Un impacto negativo para la zona donde se desenvuelve el proyecto
hidroeléctrico como lo es hacia la parte de la costa sector la troncal, es que
no se mejoran los niveles de tensión en las líneas ni el servicio, además que
toda la energía generada se la transmite hacia la ciudad de Cuenca la cual
consume en su totalidad por la EERCS
• Al ingresar a pruebas de funcionamiento a partir del mes de enero del año
2012, y luego de esto en operación comercial de energía, debemos tener
claro el funcionamiento del AVR, el cual va a trabajar la barra de Ocaña a un
nivel estimado por unidad de tensión, este nivel optimo que se pudo deducir
en el estudio es 1,01 P.U Esto no involucra que las demás barras no suba en
demasía la tensión cuando la carga se baja, o en su defecto que baje mas allá
de lo permitido cuando este la central y la carga de subestaciones en máxima
potencia. Todo esto antes de ingresar la línea de transmisión S/E Cañar-S/E
Sinincay.
• Cuando se tenga la línea de transmisión desde S/E Cañar-S/E Sinincay,
puede variar este nivel de tensión por unidad debido que es más estable los
niveles de tensión, puede subir a un 1,02 % sin afectación de las demás
barras del anillo de la EERCS.
203
• Como conclusión final en el transcurso de la realización del presente
proyecto se han enriquecido los conocimientos en cuanto al manejo del
programa DIgSILENT, el cual es usado por la EERCS para análisis de
flujos de potencia y coordinación de protecciones, además otras empresas a
nivel nacional las usan para el modelado sea de sus sistemas de distribución
o transmisión por lo que en esta época donde la utilización de programas
para el modelado se vuelve imprescindible para el análisis y diseño del
ingeniero eléctrico.
RECOMENDACIONES.
• Se recomienda la compra de la licencia del programa DIgSILENT power
factory para que la Empresa Elecaustro realice sus análisis de flujos de
potencia como de coordinación de protecciones para las nuevas subestaciones
que se van ir instalando debido a los proyectos de generación hidroeléctrica y
eólica que tiene la empresa como lo son Saymirín V, proyecto Soldado-
Yanuncay, proyecto Eólico Minas de Huscachaca, y la segunda fase de
Ocaña.
• Como recomendación que se hace es que se construya la línea de transmisión
planteada por la EERCS, desde la subestación Cañar hasta la subestación
Sinincay, que al transmitir de una manera directa la energía hacia se va a
tener menores perdidas y mejoramiento de los niveles de tensión en lugares
donde estaba muy crítico.
• En los flujos de potencia se tiene que la subestación de Monay el Tr3 tiene
una sobrecarga del transformador en horas pico, por lo que se recomienda
ampliar la capacidad de la subestación con otro transformador en paralelo.
204
• Se recomienda no mantener conectados los transformadores de potencia de la
Subestación de Saymirín 1_2 debido a que producen perdidas
constantemente, pudiéndose evitar especialmente en temporada de estiaje que
su promedio de funcionamiento son de 3 a 4 horas diarias y el resto del día
permanecen consumiendo energía.
• Se recomienda repotenciar la central Hidroeléctrica Saymirín, debido a que
se encuentra completando su vida útil y el nivel de tensión no es el óptimo
para transmisión de energía, ya que en los flujos de potencia obtenidos se
tienen valores por debajo del 0,95 P.U en algunos escenarios planteados.
• La Subestación #1 que el nivel de transmisión de energía es a 22KV y el
nivel de distribución es a 6,3 KV al correr flujos de potencia se tienen niveles
bajos de tensión, es recomendable cambiar por niveles más altos de tensión
para transmisión y distribución de tensión.
• Se recomienda que cuando se construya el proyecto Ocaña 2, hacer un
análisis de costos al fin de pensar la transmisión de la energía sea a un nivel
de tensión de 138 KV, debido a las menores perdidas en las líneas que se
pueden presentar y mayor capacidad de la misma línea de Ocaña hasta la S/E
Cañar.
• Las empresas Elecaustro y EERCS, deberían coordinar los niveles de tensión
P.U a trabajar la central hidroeléctrica Ocaña, antes de empezar las pruebas
de funcionamiento con el fin de no tener tensiones muy altas en la S/E Cañar
debido a un exceso de generación de reactivos.
205
BIBLIOGRAFIA
• AUTOR : GRAINGER John . STEVENSON William,
TITULO: Análisis de sistemas de potencia, Mc Grawn Hill, Mexico, 1996,
primera edición.
• AUTOR :GROSS Charle.
TITULO: Análisis de sistemas de potencia, Editorial Interamericana,
Mexico,1981
• AUTOR: WOOD, ALLEN J.; WOLLENBERG, BRUCE F
TITULO: Power generation, operation, and control/ Jhon Wiley. New York.
2a. ed.; copias. 1996. 569 p. ilus. Tabls.
• AUTOR: GONZALEZ GONZALEZ, EDGAR ALFREDO.
TITULO: Coordinación, ajuste y simulación de protecciones y estabilidad en
el sistema de subtransmisión EMEL Azogues en la que incluye la creación de
la subestación Azogues N§2. Universidad Politécnica Salesiana. Facultad de
Ingenierías. Carrera de Ingeniería Eléctrica. Cuenca. 2008. 205 p. IL.
• AUTOR: KOTHARI, D. P.; NAGRATH, I. J.
TITULO: Sistemas eléctricos de potencia/ McGraw Hill. México. 3a. ed.
2008. x; 694 p. ilus. aps. Es.
• Autor: ANDRES GUERRERO PAREDES
TITULO: Análisis de la interconexión de la central Hidroeléctrica Abanico