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La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del Ecuador. Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL” bajo el libre consentimiento del (los) autor(es). Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes condiciones de uso: · Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para efectos de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a disposición de otra persona. · Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor de esta tesis. · No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que estar bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original. El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas. Respeto hacia sí mismo y hacia los demás. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA CON PENETRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO LUIS ALONSO CHUSIN CAYO [email protected] BYRON SANTIAGO ESCOBAR GUANOLUISA. [email protected] DIRECTOR: DR. GABRIEL BENJAMÍN SALAZAR YÉPEZ. [email protected] CODIRECTOR: DR. CARLOS FABIÁN GALLARDO QUINGATUÑA. [email protected] Quito, Junio 2015 I DECLARACIÓN Nosotros, LUIS ALONSO CHUSIN CAYO y BYRON SANTIAGO ESCOBAR GUANOLUISA, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. _______________________________ _____________________________ LUIS A. CHUSIN C. BYRON S. ESCOBAR G. II CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por LUIS ALONSO CHUSIN CAYO Y BYRON SANTIAGO ESCOBAR GUANOLUISA, bajo mi supervisión. ________________________________________ Dr. Gabriel B. Salazar Y. DIRECTOR DE PROYECTO III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por LUIS ALONSO CHUSIN CAYO Y BYRON SANTIAGO ESCOBAR GUANOLUISA, bajo mi supervisión. ________________________________________ Dr. Carlos F. Gallardo Q. CODIRECTOR DE PROYECTO IV DEDICATORIA Presente trabajo está dedicado a mis padres por su amor incondicional, por transmitir que con esfuerzo y dedicación todo lo es posible; hermanos y amigos, que en los momentos difíciles supieron dar ayudo incondicional y consejos para seguir adelante ante las adversidades que se presentaron durante vida estudiantil. Luis Ch. Con mucho amor dedico este trabajo a mi amado Señor Jesús por todas sus bendiciones para conmigo, pues desde mi niñez Él ha sido mi Padre, mi Amigo, mi Razón de Ser, y solo por su santa por voluntad y amor he logrado terminar mi carrera; dedico también a mis padres Elena y Rafael, quienes con su apoyo incondicional han sido los ejes fundamentales para mi desarrollo personal y académico durante toda mi vida, incluyendo mi etapa universitaria que hoy estoy culminando; a mi esposa Lorena por su confianza, paciencia y comprensión y que juntó con mis padres, siempre me impulsaron a alcanzar mis objetivos, a mi hija Belencita quien ha sido una bendición en mi vida y una motivación para alcanzar esta meta. Byron E. V AGRADECIMIENTOS A Jesús Dios Todopoderoso que con su respaldo y bendición nos ha permitido culminar con éxito el presente proyecto y por ende nuestra carrera universitaria. Queremos también expresar nuestros más sinceros agradecimientos al Dr. Gabriel B. Salazar Y., por su guía, conocimientos impartidos y comprensión, que influyeron sobremanera en el feliz término del presente proyecto de titulación. Al Doctor Carlos F. Gallardo Q., por su dirección en la elaboración del estudio. Al Doctor Hugo N. Arcos M., por su tiempo en la impartición de pautas e indicaciones necesarias y muy valiosas con las que pudimos encauzarnos de una manera adecuada en la realización del presente estudio. Al Ingeniero Enrique Vera quien con sus conocimientos y tutorías influyó en gran manera en la realización del proyecto. Al Ingeniero Luis Rúales C., por su conocimiento impartido y sugerencias para un feliz término de esta tesis. A EMELNORTE S.A., a la Dirección de Calidad de Servicio, al Dirección de Planificación, a la Unidad SIG, a la Ing. Nicolita Gafita, al Ing. Iván Rúales, al Ing. Hernán Pérez y al Ing. Omar Chacón, por facilitarnos toda la información necesaria para poder llevar a cabo el estudio tanto en la modelación de la red como en la información de interrupciones de la red según su respectiva área de concesión. A CNEL EP - EL ORO., a la Unidad de Calidad, a la Dirección de Planificación, al Departamento SIG, al Ing. Cristian Ordoñez, al Ing. Vladimir Jaramillo, por facilitarnos VI toda la información necesaria para poder llevar a cabo el estudio tanto en la modelación de la red como en la información de interrupciones de la red según su respectiva área de concesión. A mis amigos de carrera: Daniel, Víctor, Christian, Carlos quienes nos brindaron su apoyo cuando lo requerimos y que incluso aportaron de una u otra forma con su granito de arena para poder realizar el presente estudio. A la Escuela Politécnica Nacional, a la Carrera de Ingeniería Eléctrica, por los conocimientos impartidos a lo largo de nuestra formación profesional en esta valiosa institución. VII CONTENIDO 1 2 INTRODUCCIÓN _________________________________________________________ 1 1.1 GENERALIDADES__________________________________________________________ 1 1.2 OBJETIVOS ______________________________________________________________ 2 1.2.1 OBJETIVO GENERAL ______________________________________________________________ 2 1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS __________________________________________________________ 2 1.3 ANTECEDENTES __________________________________________________________ 2 1.4 JUSTIFICACIÓN ___________________________________________________________ 4 1.5 ALCANCE ________________________________________________________________ 4 1.6 ORGANIZACIÓN DE LA TESIS ________________________________________________ 5 1.7 APORTES ESPERADOS _____________________________________________________ 6 FUNDAMENTO TEÓRICO __________________________________________________ 8 2.1 2.1.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA _________________________________________________ 8 OPERACIÓN EN ISLA _____________________________________________________________ 9 2.2 GENERACIÓN CENTRALIZADA VS GENERACIÓN DISTRIBUIDA [3] __________________ 10 2.3 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA [1] [4] ____________________________ 11 2.3.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA RENOVABLE ____________________________________________ 11 Generadores Eólicos _______________________________________________________ 12 Generadores Fotovoltaicos __________________________________________________ 13 Generadores Hidráulicos ____________________________________________________ 14 Biomasa [5] [7] ____________________________________________________________ 16 2.4 VENTAJAS DE LA GENERACÍON DISTRIBUIDA __________________________________ 18 2.5 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA CON GENERACIÓN DISTRIBUIDA [8] __ 18 2.6 IMPACTOS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN [9] ______________________________________________________________ 19 2.6.1 EFECTO EN LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA ____________________________________________ 19 2.6.2 EFECTO EN EL FLUJO DE CARGA ___________________________________________________ 20 VIII 2.6.3 EFECTO SOBRE LAS CORRIENTES DE FALLA Y EQUIPOS DE PROTECCIONES _________________ 20 2.6.4 EFECTOS SOBRE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA_________________________________________ 21 2.6.5 EFECTO SOBRE LA CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO __________________________ 21 2.7 2.7.1 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN _______________________________ 22 DEFINICIONES BÁSICAS. [10] [11] __________________________________________________ 22 Confiabilidad _____________________________________________________________ 22 Confiabilidad de Sistemas de Distribución ______________________________________ 22 Seguridad ________________________________________________________________ 22 Suficiencia _______________________________________________________________ 22 Falla y Defecto ____________________________________________________________ 23 Disponibilidad ____________________________________________________________ 23 Indisponibilidad ___________________________________________________________ 23 Operación ________________________________________________________________ 23 Mantenimiento ___________________________________________________________ 23 Reparación _______________________________________________________________ 23 Desconexión ______________________________________________________________ 23 Reconexión _______________________________________________________________ 24 Tramos de una troncal ______________________________________________________ 24 2.7.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN [12]________________________________ 24 Componentes en Serie _____________________________________________________ 25 Componentes en Paralelo ___________________________________________________ 26 2.7.3 SISTEMA RADIAL [13] ___________________________________________________________ 28 2.7.4 SISTEMA RADIAL CON ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN [13] ___________________________ 28 2.7.5 SISTEMA RADIAL CON GENERACIÓN DISTRIBUIDA [13] _________________________________ 29 2.7.6 INTERRUPCIONES [14] ___________________________________________________________ 30 Clasificación de las Interrupciones ____________________________________________ 30 2.7.7 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN [15] ___________________________________________________ 32 Tiempo para el conocimiento de falla (tc) _______________________________________ 33 Tiempo de preparación (tp) __________________________________________________ 33 Tiempo de localización (tl) ___________________________________________________ 33 Tiempo de maniobra para la transferencia (tt) ___________________________________ 33 Tiempo de reparación (tr) ___________________________________________________ 33 Tiempo de maniobra para restablecer la configuración normal de la red (t v) __________ 33 2.7.8 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD [16] __________________________________________________ 33 IX Índice medio de frecuencia de interrupción del sistema ___________________________ 34 Índice medio de duración de interrupción del sistema Interrupción _________________ 34 Índice medio de frecuencia de interrupción a los usuarios _________________________ 34 Índice medio de duración de interrupción a los usuarios __________________________ 35 Índice medio de disponibilidad del Sistema _____________________________________ 35 Energía no Suministrada ____________________________________________________ 35 Energía no Suministrada por Cliente ___________________________________________ 35 2.7.9 MÉTODOS PARA ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD _______________________________________ 36 Método Determinístico _____________________________________________________ 36 2.7.9.1.1 Método de Bloques de Frecuencia y Duración [17] [12] ________________________ 36 Métodos Estocásticos ______________________________________________________ 38 2.7.9.2.1 3 Método Monte Carlo [17] [18] ____________________________________________ 38 SISTEMAS DE ESTUDIO ___________________________________________________ 40 3.1 METODOLOGÍA APLICADA _________________________________________________ 40 3.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA COMO ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN ______________ 41 3.3 MANUAL DEL MÓDULO DE CONFIABILIDAD DEL PROGRAMA DIgSILENT PowerFactory_42 3.3.1 DESPEJE DE FALLAS _____________________________________________________________ 43 3.3.2 AISLAMIENTO DE LA FALLA _______________________________________________________ 45 3.3.3 RESTAURACIÓN DE POTENCIA ____________________________________________________ 45 3.3.4 ALIVIO DE SOBRECARGA _________________________________________________________ 49 Transferencia de carga _____________________________________________________ 50 Rechazo o desconexión de carga _____________________________________________ 50 3.3.5 MODELOS DE FALLA Y REPARACIÓN ________________________________________________ 51 Modelo de falla de Línea o Cable _____________________________________________ 51 Modelo de fallas de Transformadores _________________________________________ 52 Modelo de fallas de Barras __________________________________________________ 53 Modelo de Carga __________________________________________________________ 54 3.3.6 MÓDULO DE ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD __________________________________________ 55 Opciones Básicas __________________________________________________________ 56 Salidas __________________________________________________________________ 58 FEA (Análisis de Efecto de Fallas) _____________________________________________ 59 Restricciones _____________________________________________________________ 60 X Mantenimiento ___________________________________________________________ 62 Opciones Avanzadas _______________________________________________________ 62 3.3.7 ANÁLISIS DE UN SISTEMA ILUSTRATIVO _____________________________________________ 64 Análisis Sin GD ____________________________________________________________ 65 Análisis con GD ___________________________________________________________ 70 Conclusiones del sistema ilustrativo ___________________________________________ 74 3.4 SELECCIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS EMPRESAS _________________________________ 75 3.4.1 SELECCIÓN DE LAS EMPRESAS ____________________________________________________ 75 3.4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ___________________________________ 76 EMELNORTE S.A [20] _______________________________________________________ 77 3.4.2.1.1 Área de Concesión ______________________________________________________ 77 3.4.2.1.2 Subestaciones de EMELNORTE S.A__________________________________________ 78 3.4.2.1.2.1 Subestación El Chota _________________________________________________ 78 3.4.2.1.2.2 Subestación La Carolina ______________________________________________ 79 3.4.2.1.2.3 Subestación La Esperanza _____________________________________________ 81 3.4.2.1.2.4 Subestación El Ángel _________________________________________________ 82 3.4.2.1.2.5 Subestación Alpachaca _______________________________________________ 83 CNEL EP - EL ORO [22] ______________________________________________________ 85 3.5 3.4.2.2.1 Área de Concesión ______________________________________________________ 86 3.4.2.2.2 Subestaciones CNEL EP - EL ORO ___________________________________________ 86 3.4.2.2.2.1 Subestación Arenillas ________________________________________________ 87 3.4.2.2.2.2 Subestación Santa Rosa _______________________________________________ 88 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN ________________________________________ 89 3.5.1 CONSIDERACIONES GENERALES ___________________________________________________ 90 3.5.2 BASE DE DATOS PARA LÍNEAS Y TRANSFORMADOR DE S/E _____________________________ 91 Tratamiento de datos EMELNORTE S.A ________________________________________ 91 Tratamiento de datos CNEL EP EL – ORO _______________________________________ 94 DATOS TÉCNICOS DE LAS DOS EMPRESAS ______________________________________ 94 PARÁMETROS DE CONFIABILIDAD DE LAS DOS EMPRESAS _________________________ 97 4 MODELADO Y ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN___ 103 4.1 INTRODUCCIÓN ________________________________________________________ 103 4.2 CONSIDERACIONES GENERALES ___________________________________________ 104 XI 4.3 4.3.1 MODELADO DE LA RED __________________________________________________ 105 ALIMENTADORES MODELADOS DE EMELNORTE S.A __________________________________ 106 Alimentadores Alpachaca C5 y C6 ____________________________________________ 107 Alimentador La Carolina C1 _________________________________________________ 111 Alimentador El Chota C2 ___________________________________________________ 112 Alimentador La Esperanza C4 _______________________________________________ 112 Alimentador El Ángel C1 ___________________________________________________ 113 4.3.2 ALIMENTADORES MODELADOS DE CNEL EP - EL ORO _________________________________ 120 Alimentador Puerto Jely ___________________________________________________ 120 Alimentador Arenillas _____________________________________________________ 120 4.4 4.4.1 CONFIABILIDAD DE LA EMPRESA EMELNORTE S.A _____________________________ 124 SIN GENERACION DISTRIBUIDA ___________________________________________________ 124 Resultados de los alimentadores Alpachaca C5 y C6 _____________________________ 125 Resultados del alimentador La Carolina C1 ____________________________________ 126 Resultados del alimentador El Chota C2 _______________________________________ 126 Resultados del alimentador La Esperanza C4 ___________________________________ 127 Resultados del alimentador El Ángel C1 _______________________________________ 127 4.4.2 CON GENERACION DISTRIBUIDA __________________________________________________ 127 Resultados del alimentador Alpachaca C5 _____________________________________ 128 Resultados del alimentador La Carolina C1 ____________________________________ 129 Resultados del alimentador El Chota C2 _______________________________________ 130 Resultados del alimentador La Esperanza C4 ___________________________________ 130 Resultados del alimentador El Ángel C1 _______________________________________ 130 4.4.3 APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED ______________________________ 131 Criterios Generales _______________________________________________________ 131 Criterios Preliminares _____________________________________________________ 132 Resultados del alimentador Alpachaca C5 _____________________________________ 133 Resultados del alimentador El Chota C2 _______________________________________ 135 4.5 4.5.1 CONFIABILIDAD DE LA EMPRESA CNEL EP – EL ORO____________________________ 138 SIN GENERACION DISTRIBUIDA ___________________________________________________ 138 Resultados del alimentador Puerto Jely _______________________________________ 139 Resultados del alimentador Arenillas _________________________________________ 139 4.5.2 CON GENERACION DISTRIBUIDA __________________________________________________ 140 XII Resultados del alimentador Puerto Jely _______________________________________ 140 Resultados del alimentador Arenillas _________________________________________ 140 4.5.3 APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED ______________________________ 140 Criterios Preliminares _____________________________________________________ 140 Resultados del alimentador Arenillas _________________________________________ 141 5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ______________________________ 143 5.1 INTRODUCCIÓN ________________________________________________________ 143 5.2 EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE S.A ______________________________________ 144 5.2.1 VALORACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA TEÓRICA ____________________________ 144 Alimentador Alpachaca C5 _________________________________________________ 145 Alimentador Alpachaca C6 _________________________________________________ 145 Alimentador La Esperanza C4 _______________________________________________ 145 Alimentador El Chota C2 ___________________________________________________ 146 5.2.2 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL ______________________________________________ 146 Alimentador Alpachaca C5 _________________________________________________ 147 Alimentador Alpachaca C6 _________________________________________________ 147 Alimentador La Carolina C1 _________________________________________________ 148 Alimentador El Chota C2 ___________________________________________________ 148 Alimentador La Esperanza C4 _______________________________________________ 149 Alimentador El Ángel C1 ___________________________________________________ 149 5.2.3 VARIACIÓN DE LA CONFIABILIDAD POR PRESENCIA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA_______ 154 Influencia en los índices de confiabilidad ______________________________________ 155 5.2.3.1.1 Alpachaca C5 y C6 ______________________________________________________ 155 5.2.3.1.2 La Carolina C1 _________________________________________________________ 157 5.2.3.1.3 El Chota C2 ___________________________________________________________ 158 5.2.3.1.4 La Esperanza C4 _______________________________________________________ 158 5.2.3.1.5 El Ángel ______________________________________________________________ 161 Energía no Suministrada sistémica ___________________________________________ 162 5.2.4 DIAGNÓSTICO DE LA APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED _____________ 163 Alpachaca C5 ____________________________________________________________ 163 El Chota C2 ______________________________________________________________ 165 Resultados Finales ________________________________________________________ 166 XIII 5.3 5.3.1 EMPRESA ELÉCTRICA CNEL EP – EL ORO _____________________________________ 167 VALORACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA TEÓRICA ____________________________ 167 Alimentador Puerto Jely ___________________________________________________ 168 Alimentador Arenillas _____________________________________________________ 168 5.3.2 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL ______________________________________________ 169 Alimentador Puerto Jely ___________________________________________________ 169 Alimentador Arenillas _____________________________________________________ 170 5.3.3 VARIACIÓN DE LA CONFIABILIDAD POR PRESENCIA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA_______ 174 Influencia en los Índices de Confiabilidad ______________________________________ 174 5.3.3.1.1 Alimentador Puerto Jely _________________________________________________ 175 5.3.3.1.2 Alimentador Arenillas ___________________________________________________ 177 Energía no Suministrada sistémica ___________________________________________ 179 5.3.4 DIAGNÓSTICO DE LA APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED. ____________ 181 Alimentador Arenillas _____________________________________________________ 181 Resultados Finales ________________________________________________________ 183 5.4 6 7 OPERACIÓN EN ISLA INTENCIONAL. ________________________________________ 184 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ____________________________________ 185 6.1 CONCLUCIONES ________________________________________________________ 185 6.2 RECOMENDACIONES ____________________________________________________ 186 REFERENCIAS _________________________________________________________ 187 XIV RESUMEN Este proyecto presenta la evaluación de confiabilidad de los sistemas de distribución con penetración de generación distribuida de las empresas CNEL EP – EL ORO y EMELNORTE S.A. desde el punto de entrega de la subestación de distribución en adelante, es decir todo el alimentador aguas abajo, utilizando el programa PowerFactory 14.1.3 de DIgSILENT para la modelación y análisis. En primer lugar, se modela a nivel de troncal todos los alimentadores que operan con generadores distribuidos considerando también los del plan de expansión 2014 y se elabora una base de datos con la información característica de los elementos de la red que incluye datos técnicos y parámetros de confiabilidad. Mediante el programa mencionado y su módulo de confiabilidad “Reliability Analysis” se determina los índices de confiabilidad de cada alimentador con y sin la penetración de generación distribuida, para luego realizar una comparación y análisis de los resultados obtenidos, sugiriendo además la ubicación de un punto adicional de conexión de los generadores y/o inserción de equipos de seccionamiento a nivel de troncal para la creación de tramos, en el margen de lo posible; con propósitos de tener una idea de cuánto mejoraría la confiabilidad de la red con las adecuaciones mencionadas. El desarrollo del proyecto está encauzado en el análisis de los alimentadores con su topología y forma de operación actual para luego señalar la conveniencia o no de utilizar la generación distribuida como alternativa de alimentación frente a fallas en el sistema, con el objetivo de reducir los niveles de energía no suministrada ENS como resultado del mejoramiento de la confiabilidad de la red. 1 1 INTRODUCCIÓN 1.1 GENERALIDADES En la actualidad, el avance tecnológico ha hecho posible la implementación de pequeñas fuentes de energía en lugares lo más próximos posibles a las cargas, este tipo de generación denominada “Generación Distribuida (GD)” permite reducir el costo del servicio, mejorar la calidad de la energía suministrada y tener mayor confiabilidad de la red eléctrica. El Ecuador es rico en recursos naturales alternativos como son: el viento, pequeñas vertientes, biomasa, una de las más altas radiaciones solares del planeta, etc., que hace posible el desarrollo de energías no convencionales en distintos puntos topográficos. La GD da solución a problemas como la escasez de recursos energéticos convencionales y económicos y la contaminación ambiental, convirtiéndose en una buena alternativa para la mejora de la calidad de suministro eléctrico. Además, la Generación Distribuida podría tener una influencia significativa en cuestiones relativas a la confiabilidad, asegurando suministro sin interrupciones, sean estos por accidentes naturales o por errores humanos, evitando así, largos periodos sin suministro de energía. Debido a que la cantidad de cortes de suministro se presentan en su mayoría en sistemas eléctricos de distribución por diversas causas, se ha visto la necesidad de estudiar la confiabilidad de dichos sistemas, considerando a aquellos que en su red cuentan con la presencia de generación distribuida, sin dejar de lado a los respectivos proyectos de expansión para el año 2014. Cabe resaltar que el avance tecnológico mundial, ha permitido desarrollar software para amplios rangos de aplicaciones, en los cuales se incluye el análisis de sistemas 2 eléctricos de potencia y para el caso puntual de este proyecto, análisis de la confiabilidad de estos sistemas. 1.2 OBJETIVOS 1.2.1 OBJETIVO GENERAL Analizar la Confiabilidad de un Sistema de Distribución Eléctrico, el cual cuente con penetración de Generación Distribuida (GD), considerando además proyectos de expansión que se implementarán hasta finales de 2014. 1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS · Seleccionar dos empresas de distribución de energía eléctrica del país que posean Generación Distribuida acopladas a la red de media tensión. · Modelar los alimentadores a nivel de troncal con los proyectos de generación distribuida (GD) ya existentes y por implementarse hasta finales de 2014. · Analizar la confiabilidad del abastecimiento de la demanda en la red, comparando dos escenarios: con y sin Generación Distribuida, utilizando el programa DIgSILENT PowerFactory para realizar el estudio. · Realizar una comparación de resultados de los escenarios en cuestión para determinar cuál es la mejor opción. 1.3 ANTECEDENTES Antes de los años 60 el análisis de la confiabilidad de sistemas eléctricos se evaluaba por estimación, mediante la extrapolación de datos históricos de sistemas existentes y por métodos empíricos para predecir la confiabilidad de sistemas eléctricos nuevos. Durante los años 60 se llevaron a cabo nuevos estudios para desarrollar métodos que contribuyan al análisis de la confiabilidad de SEP y se publicaron algunos artículos 3 dentro de los que se destacan dos por parte de un grupo de autores de la “Westinghouse Electric Corporation”, “Public Service” y “Gas Company”. En estos trabajos se introdujo el concepto fluctuación del medio ambiente para describir las tasas de fallas de los componentes del sistema de transmisión. Las técnicas utilizadas eran aproximaciones que proporcionaban resultados que estaban dentro de un margen de error relativamente pequeño en comparación con técnicas teóricas como los procesos de Markov, el cual era un método no muy aplicable debido a las restricciones de almacenamiento de un ordenador y por las limitaciones en la velocidad de procesamiento en la solución de grandes sistemas. Con el tiempo fueron apareciendo nuevos conceptos y métodos para el análisis de confiabilidad que no se enfocaron solamente en sistemas de transmisión, sino también en métodos de evaluación de fiabilidad de sistemas de distribución que es el caso del presente estudio, considerando eventos de apertura/cierre de equipos de maniobra y seccionamiento, alternativas de conexión, prioridad y tipo de clientes, etc. La confiabilidad de sistemas de distribución se evalúa en base a índices de confiabilidad los cuales tienen dos orientaciones diferentes: el registro de sucesos pasados y la predicción de la confiabilidad, los índices comúnmente utilizados están relacionados con la frecuencia y duración de las interrupciones. Uno de los aspectos importantes investigados es este estudio, es el efecto que tendría la Generación Distribuida (GD) en la confiabilidad de sistemas de potencia, en lo que respecta a continuidad de servicio; es decir, suplir de energía a la mayor cantidad de clientes posible luego de suscitada una falla, mediante una alternativa de alimentación proveniente de la GD, y así disminuir las pérdidas por energía no suministrada anuales del sistema, ya que la característica principal de este tipo de generación es que se encuentra cercana a la carga. 4 1.4 JUSTIFICACIÓN La confiabilidad que ofrece un sistema con generación centralizada es relativamente menor a la que ofrecería un sistema con generación distribuida (GD); ya que, el desempeño de una red frente a fallas, mantenimientos e interrupciones por errores humanos; se ve mejorado con dicha generación, pues antes de realizar la reparación del componente que ha fallado, se puede energizar toda o parte de la red que no falló. Esta tesis compara la confiabilidad entre redes con y sin GD, estudio que la mayoría de las empresas eléctricas del país no han realizado, enfocándose principalmente en el mejoramiento de la confiabilidad de la red, disminuyendo el tiempo de interrupción, y por ende la energía no suministrada mediante la inyección de potencia proveniente de la GD. 1.5 ALCANCE La evaluación de la confiabilidad se lleva a cabo utilizando el programa computacional DIgSILENT PowerFactory 14.1.3 y su módulo de confiabilidad “Reliability Analysis”, para análisis de sistemas eléctricos de potencia. Seleccionando a dos empresas eléctricas del país, que cuentan con GD operando en su red y/o tengan proyectos a ser implementados hasta el 2014 se arranca el estudio. Luego de realizar la modelación de los alimentadores en cuestión de ambas empresas e ingresar en el sistema todos los parámetros de confiabilidad necesarios para llevar a cabo el estudio, se establecieron esencialmente dos escenarios: a. Sin Generación Distribuida b. Con Generación Distribuida Finalmente se realiza un análisis comparativo de los resultados arrojados por el paquete computacional a fin de considerar la viabilidad o no de la GD como fuente alternativa. 5 1.6 ORGANIZACIÓN DE LA TESIS El análisis de los sistemas de distribución se ha organizado en base a la siguiente estructura. Capítulo 1: Introducción: Este capítulo contiene algunas generalidades del estudio, así como, los objetivos, antecedentes, justificación, alcance y organización del proyecto. Capítulo 2: Fundamento Teórico: Este capítulo contiene conceptos, definiciones, metodologías, etc., necesarios para una adecuada comprensión y desarrollo del presente proyecto. Capítulo 3: Sistemas de Estudio: En éste capítulo se indica el principio de evaluación de confiabilidad de sistemas de distribución, los criterios considerados para el aporte de la GD a la mejora de la confiabilidad, y como ejecutar el módulo de confiabilidad del programa en cuestión. Además, mediante un ejemplo (“Caso de Estudio”) se verifica la influencia que tiene la GD en la confiabilidad. Capítulo 4: Análisis de Confiabilidad de los Sistemas de Distribución: En éste capítulo se realiza las modelaciones de las redes actuales de las dos empresas de distribución y de los sistemas proyectados al igual que los respectivos análisis de confiabilidad con y sin GD. Capítulo 5: Análisis de Resultados: Este capítulo contiene una comparación de los resultados del capítulo 4 así como el análisis y la interpretación de los mismos. 6 Capítulo 6: Conclusiones y Recomendaciones: En este capítulo se presentan las principales conclusiones y se hacen algunas recomendaciones procedentes del trabajo realizado. Finalmente se enumeran las referencias bibliográficas que se utilizaron para el desarrollo de la tesis. 1.7 APORTES ESPERADOS En el presente trabajo se realiza las siguientes contribuciones. · Se estima el valor del índice de confiabilidad ENS, por medio de conceptos de confiabilidad y con la ayuda del paquete computacional DIgSILENT; esto sería bien aprovechado por las empresas de distribución que cuentan actualmente con su respectiva red de distribución modelada en dicho programa y así puedan evaluar la confiabilidad de sus alimentadores, lo que hoy por hoy no se hace, ya que según la “REGULACIÓN No. CONELEC – 004/01”1 el cálculo de este índice lo realizan en base a conceptos de calidad de servicio. · Se evalúa la influencia que tiene la Generación Distribuida (GD) en los índices de confiabilidad de las redes modeladas, estos estudios no se han realizado previamente ni en las empresas distribuidoras, ni en proyectos de titulación, de hecho, son muy escasos estos estudios incluso a nivel internacional. · Se realiza una comparación entre el modo de operación actual de la red; esto es, la no operación de la generación distribuida luego de suscitarse una falla; y 1 CONELEC hoy ARCONEL según el cumplimiento de la normativa “Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica Registro No. 418” 7 la sugerencia de que podría ser conveniente que la GD aporte al restablecimiento de potencia luego de suscitarse una falla. · De considerar a la GD como una alternativa de alimentación frente a fallas en lugar de realizar transferencia de carga a un alimentador vecino, relativamente se obtendrían mejores beneficios económicos, ya que, una disminución del índice ENS se traduce en una mayor energía facturada o vendida por la empresa distribuidora. 8 2 FUNDAMENTO TEÓRICO Los términos generales relacionados con los análisis de confiabilidad de sistemas de distribución con penetración de generación distribuida necesarios para una mejor comprensión del presente proyecto se citan a continuación. 2.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA Actualmente no existe una definición exacta y única de Generación Distribuida (GD), diversos autores u organismos han pretendido emplear definiciones que difieren entre ellas en algunos aspectos. A continuación, se enlistan algunas de estas definiciones: · Willis & Scott [1]: La Generación Distribuida son “pequeños generadores conectados a las redes de distribución (en las instalaciones de la empresa distribuidora o en las instalaciones de los consumidores) o estar aislados de estas”. Así mismo se utiliza el concepto de “Generación Dispersa para referirse a generadores muy pequeños, del tamaño necesario para alimentar consumos residenciales o pequeños negocios y conectados en las instalaciones de los consumidores o aislados de las redes” · Ackermann [1]: “Generación Distribuida es una fuente de potencia eléctrica conectada directamente a la red de distribución o en las instalaciones de los consumidores”. Ackermann clasifica a la GD en función de su tamaño como sigue: · - Micro GD: 1W < potencia < 5kW - Pequeña GD: 5 kW ≤ potencia < 5 MW Según W. Almeida, en su trabajo denominado “La Generación Distribuida y su potencial aplicación en el Ecuador” define a la GD como: “La generación o almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo más cercano al 9 centro de carga, con la opción de interconectarse con la red eléctrica para efecto de compra o venta”. [2] En general, aunque se carece de una definición universalmente aceptada acerca de la generación distribuida, se puede atribuir características en común de todas las posibles definiciones, las cuales den una idea global de lo que es la GD; estas son: - No es centralizada (cercana a la carga) - Potencias entre 1 kW – 1 MW en Ecuador. - Conectada al sistema de distribución o en las instalaciones de los consumidores. 2.1.1 OPERACIÓN EN ISLA Aun cuando en Ecuador no existen normativas para la operación en isla de la generación distribuida, se presenta a continuación una idea general de este tipo de operación dentro de una red de distribución. La operación en isla es la expresión que representa un escenario donde una parte del sistema distribución incluyendo generación y carga, opera permanentemente o transitoriamente aislado de la red. La operación en isla puede ser “intencional” o “no intencional”. La operación de tipo “no intencional” se produce por la no detección de una falla por parte del sistema de protecciones de la GD lo que provoca que esta continúe operando y alimentando a la falla. Este hecho debe evitarse por el riesgo a personas y daños a equipos de la central de generación distribuida. Por otro lado, la operación en “isla intencional” se lleva a cabo solo si el sistema de distribución está diseñado para ello. Se ha convertido en un reto la operación en isla intencional, por la complejidad del diseño del sistema de protecciones o por determinar que potencia se debe generar en función de la carga conectada en la isla, además es necesario un sistema de control de voltaje y frecuencia y de que existan esquemas de 10 deslastre de carga con saltos de desconexión que no provoquen daños al sistema de generación. 2.2 GENERACIÓN CENTRALIZADA VS GENERACIÓN DISTRIBUIDA [3] Figura 2.1 Generación Centralizada vs Generación Distribuida (Fuente:www.energiaciudadana.cl/grupo/grupo-no1-generacion-distribuida). A partir de la crisis petrolera del Medio Oriente de los años 70, se han venido planteando dos tendencias para suministrar energía al consumidor: la generación centralizada y la generación distribuida. La característica de la primera, es la ubicación de grandes centrales generadoras lejos de los centros de consumo, que componen grandes bloques de potencia y con el propósito de disminuir pérdidas en la líneas se transmite potencia eléctrica hacia los centros de consumo a niveles de voltaje muy elevados para finalmente ser distribuida a los consumidores; mientras que la 11 generación distribuida son centrales generadoras ubicadas cerca de los centros de carga y se conectan directamente a la red de distribución prescindiendo de esta manera de costos de transmisión. La Figura 2.1 hace una comparación entre la generación centralizada y la generación distribuida, contrastando la verticalidad de la primera con la transversalidad y flexibilidad de la segunda. 2.3 TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA [1] [4] Puesto que el presente proyecto no tiene por objetivo la descripción a fondo de las construcciones y principios de funcionamiento de cada tipo de tecnología, se describirá de una manera general cada una de ellas, considerando los aspectos más importantes o sobresalientes. Cabe destacar, que la tecnología en sí, no se la debe considerar como generación distribuida, sino que tiene su intervención en el concepto solo cuando, dichas tecnologías se acoplan a la red de distribución. 2.3.1 GENERACIÓN DISTRIBUIDA RENOVABLE Estos tipos de tecnologías utilizan recursos renovables como energía primaria. Los recursos renovables se definen como inagotables, tales como, la fuerza del viento, el calor y la luz del sol, las corrientes de agua, la materia orgánica (biomasa), la energía de los mares y océanos y el calor geotérmico. A continuación, se mencionan algunas las tecnologías de GD renovables: · Generadores Eólicos · Celdas Fotovoltaicas. · Micro Turbinas Hidráulicas · Biomasa. 12 Generadores Eólicos Esta tecnología usa como fuente primaria la energía eólica (viento) la cual es transformada en energía eléctrica. La energía cinética del viento incide sobre las palas del aerogenerador (elementos móviles), transformándose en energía de presión que transmite un giro al eje, un generador transforma esta energía mecánica en energía eléctrica. [5]. En la Figura 2.2 se muestra el diagrama esquemático de la generación eólica. Las tecnologías de aerogeneradores se las puede clasificar en dos grupos: · Velocidad Fija. - Conexión directa a la red. · Velocidad Variable. - Conexión a la red mediante sistemas de convertidores electrónicos basados en electrónica de potencia El avance tecnológico ha permitido la evolución de los aerogeneradores, hoy en día se dispone en el mercado de una amplia gama de ellos, que ofrecen potencias que van desde 0,005 hasta 5 MW, dependiendo del diseño aerodinámico su eficiencia puede fluctuar entre 12 y 40%. [6] Figura 2.2 Componentes de un Sistema de Generación Eólico (Fuente: http://www.eerva.cl/resource/serv/img/aerogenerador_2.jpg) Las ventajas que ofrece este tipo de generación son: fuente limpia, fuente de energía local, doméstica, autóctona y abundante. Por otra parte, entre sus desventajas se 13 puede mencionar que su costo inicial es alto con respecto a otro tipo de fuentes de energía, no siempre está disponible, su factor de penetración en sistemas interconectados no es muy alto. Generadores Fotovoltaicos Este tipo de generación usa como fuente primaria la energía solar la cual es transformada en energía eléctrica. Por medio de un material semiconductor (células fotovoltaicas) absorbe radiación solar provocando un desplazamiento de cargas en su interior que dan como resultado la generación de una corriente continua. La estructura de un sistema fotovoltaico está compuesta por módulos colocados en paralelo y en serie a fin de obtener el nivel deseado de voltaje de salida. La capacidad de un módulo varía entre 50 y 240 W, estos módulos pueden ser dispuestos en serie y/o en paralelo en un número tal que; pueda suplir la potencia requerida o de diseño, la eficiencia puede fluctuar entre 10 y 20%. Los sistemas de generación fotovoltaicos se pueden dividir en tres grupos. a. Funcionamiento Aislado. - Adecuado para localizaciones donde no se tiene acceso a la red de distribución. b. Funcionamiento Híbrido. - Se conectan en paralelo con otro tipo de fuente de generación (generador eólico, generador hidráulico, etc.) c. En Paralelo con la Red. - El consumidor puede alimentarse de los paneles fotovoltaicos o de la red. Las ventajas de este tipo de generación son: necesitan poco mantenimiento, no emiten gases contaminantes, son confiables y silenciosos, duran 30 o más años. Por otro lado, entre las desventajas se puede citar que los desechos químicos introducidos en el proceso de la manufacturación pueden producir contaminación del agua, requiere la utilización de grandes superficies colectoras de energía. En la Figura 2.3 se muestra el diagrama esquemático de la generación fotovoltaica. 14 Figura 2.3 Componentes del Sistema de Generación Fotovoltaico. (Fuente: http://www.arisa.com.mx/plantas.html) Generadores Hidráulicos Este tipo de generación consiste en el aprovechamiento de la energía potencial del agua almacenada en embalses o procedentes de un río para transformar esta energía potencial en energía eléctrica. El proceso de transformación de energía inicia con el aprovechamiento de la energía potencial la cual se transforma en energía cinética en su camino descendente por las tuberías forzadas que a su vez transforma esta energía en energía de presión, que mueve las turbinas del generador produciendo energía mecánica, la que finalmente se transforma en energía eléctrica. La energía cinética depende del caudal y de la diferencia de nivel del agua de la presa y nivel de la turbina. La capacidad de los generadores distribuidos de este tipo de generación es de menor a 1 MW en las redes del presente estudio, el rendimiento esta entre 75 y 90%. Las centrales hidráulicas pueden ser de dos tipos: a. Central de agua fluyente o en derivación. - El caudal de agua proviene de un desvió del cauce natural de un río por medio de un azud, siendo devueltos al río aguas abajo. Este tipo de centrales están en función del régimen hidrológico del curso de agua. 15 b. Central de embalse o de regulación. - El agua del cauce de un río es embalsado en una presa. El impacto ambiental y altos costos que conllevan el instalar grandes centrales hidráulicas (generación centralizada), abren la puerta al aprovechamiento energético a menor escala de pequeños y medianos cauces de agua que tendrían un impacto considerablemente menor; con esto quedaría justificada la viabilidad y necesidad de optar por centrales hidroeléctricas a menor escala (generación distribuida). Dentro de las ventajas de la generación distribuida de tipo hidráulica se pueden mencionar las siguientes: no requiere de combustibles para llevar a cabo la generación de energía, sino que usa recursos renovables; la turbina hidráulica es una máquina sencilla y eficiente; los precios de mantenimiento son bajos. Una de las desventajas puede ser que la disponibilidad de energía está en función de la hidrología. En la Figura 2.4 se muestra un esquema básico de una central hidráulica a pequeña escala (generación distribuida). Figura 2.4 Micro Central Hidráulica. (Fuente: https://www.interempresas.net/Energia/Articulos/57268-Micro-Central-Vernis-energiahidraulica-producida-en-casa.html) 16 Biomasa [5] [7] Si bien este tipo de tecnología no forma parte de las redes de distribución del presente estudio, se la mencionará a continuación solo por fines didácticos. La biomasa es cualquier materia orgánica (restos de organismos que alguna vez estuvieron vivos) susceptible de aprovechamiento energético. El proceso de transformación de energía se da mediante un proceso termoquímico que consiste en la descomposición térmica de la biomasa en diferentes condiciones de oxidación, los pasos para la conversión de energía son los siguientes: · Paso 1. La energía interna de la biomasa se transfiere en forma de calor al ser quemada en una caldera. · Paso 2. El agua que circula por una red extensa de tubos que tapizan las redes de la caldera recibe la transferencia de calor de la materia quemada. · Paso 3. El agua pasa a estado de vapor de alta presión debido a su aumento de temperatura (el agua se encuentra en un circuito cerrado). · Paso 4. El vapor entra a gran presión a través de las tuberías en la turbina de la central; este hace girar los álabes (paletas curvas) de la misma dando como resultado energía mecánica. · Paso 5. Las paletas de la turbina hacen girar una bobina en el interior de un campo magnético, generando así energía eléctrica · Paso 6. El vapor pasa a la fase líquida (para su reutilización) por medio de un sistema de condensación, obteniendo así, una transformación de energía interna del vapor a energía interna del medio ambiente. Dentro de las ventajas de este tipo de generación se pueden mencionar las siguientes: energía limpia (no produce sulfuros) y renovable, disminuye la dependencia externa de combustible, representa un beneficio económico a los proveedores de materia orgánica. Entre las desventajas se pueden citar: alto costo de instalación con respecto a otras tecnologías, grande espacio de instalación para sistema de almacenamiento, 17 mayor cantidad de biomasa para producir igual energía que los combustibles fósiles, la energía aprovechada para la obtención de energía eléctrica es de 20-30%. En los últimos años, este tipo de generación ha tenido gran auge; los países industrializados han apostado por implementar centrales de biomasa de gran capacidad. Reino Unido es un ejemplo de esto, tiene una central de biomasa con una capacidad de 740 MW siendo hoy por hoy la más grande del mundo. Es por tanto un incentivo para los países más pequeños para que se inclinen también por esta nueva tendencia de generación la cual está dando buenos resultados. En la Figura 2.5 se muestra un esquema básico de una central de biomasa. Figura 2.5 Esquema de una Central de Biomasa. (Fuente: http://centralese.blogspot.com/2009/02/centrales-termicas-de-biomasa.html) En la Tabla 2.1 se muestra el rango en el que fluctúan los costos de la energía en función del tipo de tecnología para la generación según datos internacionales. &RVWRGHODHQHUJ¯DHQIXQFLµQGHODWHFQRORJ¯D (µOLFD )RWRYROWDLFD +LGU£XOLFD %LRPDVD 86'N:K 86'N:K 86'N:K 86'N:K (QWUH (QWUH (QWUH Tabla 2.1 Costo de energía en función de la tecnología (Fuente: www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/Renewable_Power_Generation_Costs.pdf) 18 2.4 VENTAJAS DE LA GENERACÍON DISTRIBUIDA Tanto para las empresas eléctricas de distribución como para el consumidor, la GD ofrece muchos aspectos positivos los cuales se mencionan a continuación: Para el Productor. · Reducción de pérdidas en transmisión y distribución. · Abastecimiento en zonas remotas. · Libera capacidad del sistema. · Mayor control de regulación de voltaje respecto a un sistema radial sin GD. · Reducción de índices de confiabilidad de la red. · Uso de energías renovables (facilidad de adaptación a las condiciones de sitio). Para el Consumidor · Incremento en la confiabilidad · Mejoramiento de la calidad de servicio: TTIK, FMIK. · Reducción de las emisiones contaminantes. Cabe mencionar que el término TTIK se refiere a “Tiempo Total de interrupción por kVA nominal Instalado” y el término FMIK se refiere a “Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal Instalado” 2.5 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN SISTEMA CON GENERACIÓN DISTRIBUIDA [8] Si bien en Ecuador no existe un código de red que establezca las condiciones de operación de la generación distribuida, se presentan las condiciones deseables que garanticen la continuidad y calidad del servicio eléctrico de un sistema de distribución. 19 La interconexión de GD puede sin duda afectar un sistema de distribución; por lo tanto, la capacidad máxima permitida debe limitarse para asegurar que el sistema de distribución funcione apropiadamente sin afectar a la calidad de la energía suministrada. A continuación, se mencionan algunas condiciones que debe cumplir la GD en la interconexión desde una perspectiva general. - El perfil de voltaje debe mantenerse dentro del ±5% del voltaje nominal en el punto de conexión y a lo largo del alimentador - La corriente máxima generada por la GD que fluye a través del alimentador no debe afectar a la cargabilidad de los conductores o transformadores del alimentador. - El factor de potencia de la GD debe mantenerse dentro del rango permitido por las regulaciones competentes. - No debe inyectar en el sistema; armónicos y/o transitorios en magnitudes tales que afecten a la calidad de energía del alimentador. 2.6 IMPACTOS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN UN SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN [9] La Generación Distribuida tiene efectos positivos y negativos en una red eléctrica, a continuación, se realiza una breve descripción de los mismos. 2.6.1 EFECTO EN LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA De manera general se puede afirmar que, al inyectar corriente producida por la GD conectado al nodo de la red, se puede disminuir las pérdidas, pues al disminuir la intensidad por una rama disminuye la caída de tensión y por tanto las pérdidas en un tramo de línea, pero si el nivel de penetración de la GD aumenta, afecta a la capacidad térmica de los conductores por lo que las pérdidas más bien aumentan. 20 Los bancos de capacitores reducen pérdidas al igual que la GD, pero la diferencia fundamental es que, la GD influye en los flujos de potencia tanto activa como reactiva y los capacitores solo influyen en el flujo de potencia reactiva. 2.6.2 EFECTO EN EL FLUJO DE CARGA El impacto que tiene la GD en el flujo de carga tiene que ver con las corrientes y voltajes en los nodos del alimentador, Si en una red que se alimenta desde la subestación, se añade una, o varias fuentes de generación, las tensiones en los nodos de la red tienden a subir debido a que la corriente que fluye desde la subestación hacia las cargas disminuye y las cargas se alimentan desde fuentes más cercanas a ellas además de la fuente principal, esto reduce las caídas de tensión en las líneas. Pero la otra cara de la moneda sería que la inyección de potencia sea mayor a la que los conductores del alimentador soportan y con esto provocar que la capacidad térmica de los conductores sea violada, con lo que aumentaría la resistencia en los conductores y por ende aumentan también las pérdidas. El criterio en este caso sería “deslastrar” GD, con el fin de llevar a la red a un estado de operación normal (entendiéndose por “operación normal” como el estado en que una red opera sin rebasar límites térmicos y de voltajes). En el caso en que la potencia generada por la GD es mayor que la consumida y que el sistema soporta este flujo de carga sin problemas, la potencia sobrante es transferida a través de las subestaciones primarias a la red de trasmisión. 2.6.3 EFECTO SOBRE LAS CORRIENTES DE FALLA Y EQUIPOS DE PROTECCIONES La potencia de cortocircuito en cada nodo se ve afectada por muchos parámetros, uno de ellos es el cambio de topología de la red por conexión de nuevos generadores o cargas. Además, para un evento de fallo, los generadores conectados al sistema contribuyen a la corriente de falla. 21 Considerando los aspectos mencionados, el sistema de protecciones de la red se verá afectado, debido a que estos equipos han sido diseñados para unos valores de sobrecarga determinados con su respectivo rango máximo de tolerancia, el cual puede llegar a ser el factor limitante de conexión de nuevos generadores, por lo tanto, los equipos de protección deberían ser redimensionados y/o recalibrados (tiempos y capacidad) para los nuevos valores de las corrientes de falla y establecer tiempos de operación de los equipos de protección para las nuevas corrientes de falla. En general, la contribución de los generadores síncronos a la corriente de falla es alta, la de los generadores de inducción es baja, y la de los generadores de corriente continua acoplados al sistema a través de equipos electrónicos, es muy baja. 2.6.4 EFECTOS SOBRE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA La instalación de GD afecta de varias formas a la calidad de potencia, entre las cuales se pueden mencionar; la inyección de armónicos en el caso de emplear interfaces con inversores, complicando la operación de los dispositivos reguladores de voltaje; el incremento en el riesgo de presencia de ferro resonancia introduciendo “Flicker” (parpadeo) desde la generación. 2.6.5 EFECTO SOBRE LA CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO La presencia de la GD en sistemas de distribución tiene aspectos positivos desde el punto de vista de confiabilidad a la hora de analizar la confiabilidad de dichos sistemas, ya que al convertirse la GD en una alternativa de alimentación para la red, el tiempo de interrupción causado por una falla permanente disminuye para los usuarios aguas abajo del tramo o área que falló, ya que el tiempo de interrupción (por una falla permanente) para dichos usuarios sería aproximadamente el tiempo que conllevaría aislar el tramo que falló y ya no el tiempo de reparación del componente que falló o el tiempo de transferencia de carga a un alimentador vecino, dando como resultado una mejora de los índices de confiabilidad del sistema. 22 La diferencia fundamental entre contar con una alternativa de alimentación de un alimentador vecino y una alternativa de alimentación con GD es que, con la segunda, la topología de la red no cambia por lo que los tiempos de operación son menores que cuando se hace transferencia de carga y luego de reparado el componente se tenga que volver a la topología inicial. En la sección 2.7.5 se amplía de mejor manera el efecto que tiene la GD en la confiabilidad de un SEP 2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 2.7.1 DEFINICIONES BÁSICAS. [10] [11] Confiabilidad La confiabilidad es la probabilidad de que un componente o sistema cumplirá su función de modo satisfactorio durante un periodo de tiempo determinado en un entorno natural. Confiabilidad de Sistemas de Distribución Es la capacidad para abastecer de servicio de energía eléctrica con el mínimo de interrupciones, como calidad de servicio técnico, comercial y producto. Seguridad La habilidad o respuesta del sistema ante una determinada contingencia, viene dada por el tipo de respuesta que tenga el sistema. Suficiencia La habilidad que posee el sistema eléctrico de distribución para abastecer los requerimientos de energía a los consumidores en todo instante, en consideración de salida tanto programadas como intempestivas razonablemente esperadas. Guarda 23 relación con la planificación del sistema (márgenes de reserva, capacidad en los distintos elementos del sistema, adecuado diseño). Falla y Defecto Es la incapacidad de un componente o sistema de desempeñar una función requerida; defecto es una imperfección en el estado del componente. Disponibilidad Es el porcentaje de tiempo de un componente o sistema reparable en que trabaja o está listo para trabajar en óptimas condiciones Indisponibilidad Es el porcentaje de tiempo de un componente o sistema reparable de estar fuera de servicio debido a fallas o a salidas programadas. Operación Aplicación del conjunto organizado de las técnicas y procedimientos consignados al uso y funcionamiento adecuado del equipo Mantenimiento Conjunto de acciones y procedimientos orientados a revisar y/o reparar indeterminado equipo para mantenerlo disponible y en operación. Reparación Es toda tarea que se efectúa en un componente a fin de restablecer su estado de disponibilidad luego de la falla. Desconexión Estado de no disponibilidad de un componente de la red, produzcan o no interrupción del suministro. 24 Reconexión Es el procedimiento mediante el cual se lleva un sistema de distribución de un estado de reposo a un estado de operación normal. Tramos de una troncal En este estudio se considera que un tramo es la sección que se establece entre dos puntos de la troncal, dichos puntos son sitios en los que se sitúan equipos de maniobra o seccionamiento. Un tramo puede estar establecido también entre un punto (seccionamiento) de la troncal y el final del circuito 2.7.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN [12] Figura 2.6 Esquema de un Sistema de Distribución. (Fuente: Referencia [12]. Página 15) 25 Esencialmente un sistema de distribución se compone de elementos como: equipos de maniobra y protección, subestaciones de reducción, transformadores de distribución, líneas de distribución, cargas. Según su disposición las líneas del alimentador se dividen en la troncal y ramales primarios y secundarios. Los índices de confiabilidad de las componentes de un sistema de distribución se determinan basándose en aspectos como: donde se produce la falla, número de interrupciones, duración de la falla etc. Componentes en Serie Un sistema serie o radial se caracteriza por tener una sola trayectoria para el flujo de potencia entre la subestación de distribución y los consumidores, es un sistema compuesto de dos o más componentes reparables e independientes entre sí, conectados en serie. ߣଵ ߤଵ ߣଶ ߤଶ ߣ௦ ߤ௦ Figura 2.7 Sistema de dos componentes en serie (Fuente: Referencia. [12]) ߣ ൌ Frecuencia de falla ߤ ൌ Frecuencia de reparación Los parámetros ߣ y ߤ se definen como: ߣൌ ߤൌ ï À ï À × La probabilidad de operación de un sistema en serie está dada por: 26 ሺop )= ߤ௦ ߣ௦ ߤ௦ ሺʹǤͳሻ Para el sistema de la Figura 2.7 se tienen las siguientes ecuaciones Tasa de falla del sistema ɉୱ ൌɉଵ ɉଶ Tiempo medio de reparación del sistema. rୱ = ሺʹǤʹሻ 1 λ1 r1 +λ2 r2 ɉଵ r1 ɉଶ r2 = ሺʹǤ͵ሻ ɉୱ Ɋୱ En la ecuación (2.3) el valor de ߣଵ r1 ߣଶ r2 es despreciable respecto a λ1 r1 y λ2 r2 por lo tanto: ୱ ൌ ͳ ɉͳ ͳ ɉʹ ʹ ൌ ሺʹǤͶሻ ɉୱ Ɋୱ Tiempo de interrupción del sistema ɊS ൌ ɉୱ rs ሺʹǤͷሻ Para un sistema de n componentes se puede generalizar las ecuaciones (2.2) (2.4) y (2.5) de la siguiente forma: n λS = λ i=1 ሺʹǤͷሻ σni=1 ߣi ݎi rS ൌ ሺʹǤሻ λS ɊS = ߣi ݎi i=1 ሺʹǤሻ Componentes en Paralelo Un sistema paralelo se caracteriza por tener dos trayectorias para el flujo de potencia desde la subestación hacia los consumidores, es un sistema compuesto por dos a más componentes reparables e independientes entre sí, conectados en paralelo. 27 ߣଵ ߤଵ ߣ ߤ ߣଶ ߤଶ Figura 2.8 Sistema de dos componentes en paralelo. (Fuente: Referencia. [12]) La probabilidad de que un sistema en paralelo esté en el estado de falla está dado por la ecuación: P(fa) = Ɋ୮ Ɋ ୮ ɉ୮ (2.8) Un sistema formado por dos componentes en paralelo como se muestra en la Figura 2.8 tiene las siguientes expresiones: Tasa de falla del sistema: λp ൌ ߣଵ ߣଶ ሺݎ1 ݎ2 ሻ ሺʹǤͻሻ ͳ ߣଵ ݎ1 ߣଶ ݎଶ La expresion ߣଵ ݎ1 ߣଶ ݎଶ es mucho menor que 1 por lo tanto: λp ൌ ߣଵ ߣଶ ሺݎ1 ݎ2 ሻሺʹǤͳͲሻ Tiempo medio de reparación del sistema. ݎp ൌ ଵ 2 1 2 Tiempo de interrupción del sistema: Ɋp =λp rp ሺʹǤͳͳሻ ሺʹǤͳʹሻ 28 2.7.3 SISTEMA RADIAL [13] La Figura 2.9 muestra un sistema de distribución radial. Este sistema consta de una sola fuente de potencia (Subestación S/E) para alimentar a todo el sistema. B SW4 S/E Interruptor SW3 SW1 D SW6 SW5 SW2 A C Figura 2.9 Sistema de Distribución Radial. La falla de algún componente entre la S/E y los consumidores, provocará una interrupción del suministro de energía a todas las cargas aguas abajo del componente que ha fallado. 2.7.4 SISTEMA RADIAL CON ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN [13] Este tipo de arreglo brinda una mayor confiabilidad al sistema. Se puede ver en la Figura 2.10 como la instalación dispone de dos “alternativas de alimentación” para suministrar energía a la carga; una de estas no alimenta al sistema, sino que su conectador SW6 está en la posición de NA (normalmente abierto). En el caso de que se suscite una falla en la S/E1, dicha falla será despejada por el “Interruptor” con lo que se procedería a cerrar SW6 permitiendo que los consumidores recuperen el suministro de energía a través de la “fuente alternativa” S/E2 mientras la reparación de S/E1 se lleva a cabo. 29 B SW4 S/E1 Interruptor NA SW3 SW1 S/E2 SW6 SW5 SW2 C A Figura 2.10 Sistema de Distribución con Fuente Alternativa. 2.7.5 SISTEMA RADIAL CON GENERACIÓN DISTRIBUIDA [13] B SW4 S/E1 Interruptor NA SW3 SW1 S/E2 SW6 SWGD SW5 SW2 GD A C Figura 2.11 Sistema de Distribución Mallado con GD Como se indica en la Figura 2.11, añadiendo a la red una fuente de generación distribuida, se puede mejorar aún más la confiabilidad de un sistema con la estructura mencionada en la sección 2.7.4 la cual disponía de S/E2 como única alternativa de alimentación. 30 En caso de una falla en S/E1 se dispondría de dos fuentes alternativas: S/E2 (cerrando SW6) y GD, para suplir el requerimiento de energía de los consumidores. De esta manera se mejora la continuidad del servicio eléctrico; ya que se aprovecharía de la generación cercana a la carga (fuentes renovables) como un recurso adicional; colaborando a la fuente S/E2 para que no sea violada su limitación de capacidad máxima, ni degradada su calidad de energía; especialmente en horas de demanda pico. 2.7.6 INTERRUPCIONES [14] Una interrupción es el no abastecimiento de suministro eléctrico a uno o más usuarios o equipos; puede ser provocado por la salida de servicio de uno o más componentes, dependiendo de la configuración del sistema. Según la regulación de CONELEC No. 004/01 con respecto a la calidad de servicio “se consideran todas las interrupciones mayores a 3 minutos, incluyendo las de origen externo, debidas a fallas en transmisión. No se considerarán las interrupciones con duración igual o menor a 3 minutos.” [14] La misma regulación sigue diciendo: “No se consideran las interrupciones de un consumidor en particular causadas por fallas en sus instalaciones, siempre que ellas no afecten a otros Consumidores” [14], además no se consideran pero sí se registran “las interrupciones debidas a suspensiones generales del servicio, racionamientos, desconexiones de carga por baja frecuencia” [14], y por último se menciona que “en el caso de que las suspensiones generales del servicio sean producidas por la Empresa Distribuidora, estos si serán registrados” Clasificación de las Interrupciones Las interrupciones se pueden agrupar como sigue: a) Por su duración. - Momentáneas, duración igual o menor a 3 minutos - Larga, duración mayor a 3 minutos 31 · Temporal, restaurado manualmente de 30 minutos a 2 horas. · Permanente, restaurado cuando un componente es reparado o reemplazado. b) Por su origen. - - Externas al sistema de distribución; Causan salidas forzadas · Otro Distribuidor · Transmisor. · Generador · Restricción de carga · Baja Frecuencia · Otras Internas al sistema de distribución, provocados por componentes internos. · Programadas · No Programadas c) Por su causa. - - Programadas · Mantenimiento · Ampliaciones · Maniobras · Otras No programadas (intempestivas, aleatorias o forzadas) · Climáticas · Ambientales 32 · Terceros · Red de alto voltaje · Red de medio voltaje · Red de bajo voltaje · Otras d) Por el voltaje nominal - Bajo voltaje - Medio voltaje - Alto voltaje 2.7.7 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN [15] El tiempo total de interrupción obedece a la clase de protección asociada y al tipo de trabajo que se debe realizar para restituir el servicio eléctrico (reparaciones, cambio, limpieza, maniobras de transferencia etc.) luego de ocurrir una falla. Ocurrencia Ciclo de Restablecimiento de la falla maniobras del servicio Figura 2.12 Ciclo del Tiempo de Interrupción Tipo Elemento Tiempo de Interrupción 5HVWDEOHFLEOH WFWSWO 7UDQVIHULEOH WFWSWOWWWY ,UHVWDEOHFLEOH WFWSWOWU Tabla 2.2 Tiempos de Interrupción A continuación, se describen cada uno de los tiempos descritos en la Tabla 2.2 33 Tiempo para el conocimiento de falla (tc) Intervalo entre el instante en que ocurre la falla y el momento en que los operadores toman conocimiento de ella. Tiempo de preparación (tp) Tiempo requerido para la preparación de materiales necesarios para iniciar trabajos de localización de falla. Tiempo de localización (tl) Tiempo necesario para el traslado hasta las proximidades de la falla y la ejecución de pruebas para localizar en forma precisa el punto de falla. Tiempo de maniobra para la transferencia (tt) Tiempo para realizar maniobras de transferencia para restablecer el servicio en los tramos donde sea posible. Tiempo de reparación (tr) Tiempo que conlleva la ejecución de las labores de reparación y/o recambio de los equipos fallidos. Tiempo de maniobra para restablecer la configuración normal de la red (tv) Tiempo en recuperar la configuración normal de la red (radial con seccionador de transferencia NA), una vez ejecutadas las tareas de reparación. 2.7.8 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD [16] La confiabilidad de un sistema de distribución de energía eléctrica se valora por medio de índices de confiabilidad en los puntos de carga. 34 Los índices de confiabilidad en los puntos de carga se pueden acumular para obtener los índices a nivel de alimentador primario, subestación de distribución o sistema total. Índice medio de frecuencia de interrupción del sistema SAIFI= SAIFI= Donde: Número de interrupciones a los usuarios Número total de usuarios atendidos σ λi Ni (2.1) σ Ni ñǤ li : es la tasa de fallas del punto de carga i. Ni : es el número de usuarios del punto de carga i Índice medio de duración de interrupción del sistema Interrupción ൌ SAIDI= Donde: Suma de las duraciones de las interrupciones Número total de usuarios atendidos σ Ui Ni σ Ni ÓǤ (2.2) U i : es el tiempo de interrupción anual del punto de carga i Ni : es el número de usuarios del punto de carga i Índice medio de frecuencia de interrupción a los usuarios CAIFI ൌ CAIFI= Donde: Número de interrupciones a los usuarios Número total de usuarios afectados σ ɉ୧ ୧ (2.3) σሺ ሻ ñǤ li : es la tasa de fallas del punto de carga i. 35 Ni : es el número de usuarios del punto de carga i Índice medio de duración de interrupción a los usuarios CAIDI= CAIDI= Suma de las duraciones de interrupciones Número total de interrupcione × (2.4) Índice medio de disponibilidad del Sistema Donde: כͺͲ െ σ୬୧ୀଵ ୧ כ୧ ൌ כͺͲ (2.5) i : Interrupción i–ésima. U i : es el tiempo de interrupción anual del punto de carga i NT : es el número total de usuarios. Energía no Suministrada Donde: ൌ ୬ ୧ כ୧ ୍ୀଵ ñ (2.7) Li: Es la demanda del punto de carga i Energía no Suministrada por Cliente ൌ Ǥ ñ (2.8) 36 2.7.9 MÉTODOS PARA ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD Los métodos de confiabilidad definen cuantitativamente los niveles de fallas; a continuación, se mencionan estos métodos: Método Determinístico Es un modelo matemático donde los datos de entrada son conocidos y por lo tanto los datos de salida implícitamente también lo son, no contemplándose la existencia del azar ni el principio de incertidumbre. Para evaluar la confiabilidad de un sistema se examina un cierto número de situaciones restrictivas (condiciones de carga y de salidas de equipos) escogidos de acuerdo al planificador y la experiencia del operador, considerando la incertidumbre de las cargas y la disponibilidad de los componentes del sistema. En la Tabla 2.3 se mencionan algunas ventajas y desventajas de este método. 0«WRGR'HWHUPLQ¯VWLFR 9HQWDMDV 6XFODULGDGFRQFHSWXDO 'HVYHQWDMDV 1RWLHQHHQFXHQWDODSUREDELOLGDGGH RFXUUHQFLDGHORVFDVRVFRQVLGHUDGRV /DVHOHFFLµQGHODOLVWDGHORVFDVRV 1¼PHUROLPLWDGRGHFDVRVDH[DPLQDU UHVWULFWLYRVGHSHQGHLQHYLWDEOHPHQWHGH ODH[SHULHQFLDGHOSODQLILFDGRU\R GHORSHUDGRU /DGLVSRQLELOLGDGGHKHUUDPLHQWDV FRPRIOXMRGHFDUJD$&TXHSURYHH XQDGHWDOODGDGHVFULSFLµQGHOHVWDGR GHOVLVWHPD /RVFDVRVULHVJRVRVFDPELDQFRQVWDQWHPHQWH FRQHOWLHPSRGHIRUPDPX\VXWLO\HQDOJXQRV FDVRVGHIRUPDLPSHUFHSWLEOH Tabla 2.3 Ventajas y Desventajas de los Métodos Determinísticos 2.7.9.1.1 Método de Bloques de Frecuencia y Duración [17] [12] En el modelamiento en bloques de frecuencia cada componente se representa como un bloque reparable descrito por una frecuencia de fallas constante y un tiempo medio para reparación constante. El sistema se representa por una red donde los bloques que representan a cada componente están conectados en serie y paralelo. El utilizar 37 una tasa de fallas y reparación constante implica asumir que las distribuciones de probabilidad de los tiempos para falla y reparación sean exponenciales. Este método solo se puede utilizar si las indisponibilidades individuales de los componentes son pequeñas (< 10% anual) y solo los valores esperados de λ, r, U en los puntos de carga. Una red eléctrica, ya sea de distribución o transmisión, se compone de elementos reemplazables o reparables luego de experimentar alguna falla (dependiendo de la naturaleza del elemento) para retomar una condición de operación normal del sistema o parte de la red afectada. Esta condición de salida y reparación da al sistema una característica de continua en el tiempo, con estados discretos finitos, con lo que se ajusta apropiadamente a una representación mediante los procesos continuos de Markov. Figura 2.13 Diagrama de estados de un sistema con dos elementos [Fuente: http://web.ing.puc.cl/~power/alumno01/reliab/mmee2.htm] Donde: li : es la tasa de falla del componente i [falla/hora] m i : es la tasa de reparación [1/hora] En la Figura 2.13 se presenta el “espacio de estados” de dos elementos con dos estados (on/off), donde las transiciones de un estado a otro se logran cambiando de un elemento a la vez. Este espacio es independiente de la forma de conexión de los elementos que componen el sistema de estudio. 38 Para sistemas de mayor tamaño, el uso de estos procesos que consideran cada uno de los posibles estados del sistema se torna complejo. En el caso de tener, por ejemplo 20 elementos, se tienen 220 = 1.048.576 posibles estados, lo que demuestra una clara dificultad de análisis. Además, el método de Markov permite obtener, con excelente precisión, la probabilidad de que el sistema resida en cualquiera de sus estados posibles, no la probabilidad de falla en un punto del sistema (que es lo que se desea). Métodos Estocásticos Este método consiste en simular en forma probabilística diferentes casos de operación, partiendo de las distribuciones de probabilidad de cada una de los componentes del sistema, donde el más utilizado es el método de Monte Carlo. La gran razón por la cual estos métodos no han sido utilizados en el pasado es la falta de datos, limitación en los recursos computacionales, aversión al uso de técnicas probabilísticas y la mala interpretación del significado de los criterios probabilísticos e índices de riesgos. Hoy en día, muchas empresas tienen bases de datos, las facilidades computacionales han ido incrementando, y muchos ingenieros han trabajado en la comprensión de las técnicas probabilísticas. 2.7.9.2.1 Método Monte Carlo [17] [18] Monte Carlo es un método estocástico usado para aproximar expresiones matemáticas complejas y costosas de evaluar con exactitud. Monte Carlo consiste en probar con experimentos las miles de posibilidades, y en cada etapa, determinar por un número aleatorio distribuido según las probabilidades; que sucede, y totalizar todas las posibilidades y tener una idea de la conducta del proceso real. El procedimiento que se utiliza es modelación cronológica (modelación del sistema en el cual se tiene en cuenta la evolución temporal del mismo). Se basa en la generación de múltiples cadenas de estados de período T (periodo de la simulación del estudio), 39 por ejemplo, series anuales que representan la evolución del sistema a lo largo del tiempo y que son evaluadas posteriormente a objeto de obtener patrones e índices del sistema frente a los distintos requerimientos de sus clientes, considerando adicionalmente sus propias limitaciones e indisponibilidades (mínimos y máximos técnicos, fallas, mantenimientos programados, etc.). Este método desplaza el momento de análisis al instante que algún componente del sistema cambie de estado, por lo que considera pasos de tiempo muy irregulares. El instante del próximo evento está determinado por el mínimo de los tiempos de cambio de estado de cada uno de los componentes del sistema, tiempos que deben ser estimados basándose en la distribución de probabilidades asignada tanto al proceso de falla de un componente como al de reparación. La simulación es un proceso iterativo. Cada iteración corresponde a un estado operativo del sistema donde se ha perdido un elemento cualquiera. Para cada estado operativo se contabilizan las fallas y las duraciones de falla en cada punto de carga. Los criterios de parada más utilizados para el proceso de simulación son: Número de iteraciones máximo pre-especificado, precisión pre- especificada. Los resultados se pueden procesar en forma de histograma, estadísticas descriptivas o índices. El error de la simulación depende del inverso de la raíz del número de ensayos (iteraciones). La ventaja de este método radica en la posibilidad que ofrece de tener en cuenta teóricamente cada variable aleatoria, cada contingencia, la posibilidad de adoptar políticas de operación similar a las reales y de utilizar cualquier tipo de distribución de probabilidad para los tiempos de falla y reparación de los componentes. La única desventaja puede llegar a ser el tiempo de computación usado, dependiendo de la capacidad computacional disponible y sus costos. 40 3 SISTEMAS DE ESTUDIO 3.1 METODOLOGÍA APLICADA El proceso seguido en el presente proyecto para llevar a cabo el análisis de la confiabilidad de sistemas eléctricos de distribución con generación distribuida, es el siguiente: 1. Recopilación y selección del conjunto de datos provenientes de la mayor cantidad posible de componentes de la red de las respectivas empresas eléctricas. Es importante considerar la homogeneidad año a año de las muestras. 2. Selección de un programa que disponga de una modelación matemática que brinde una correlación entre los resultados del estudio y el comportamiento real del sistema. 3. Elaboración de una base de datos correspondiente a: parámetros de confiabilidad de la mayor cantidad de componentes, características técnicas de los elementos. 4. Modelación de los sistemas de estudio a nivel de alimentador primario considerando a los ramales de la red como cargas concentradas e incluyendo la generación distribuida en operación y en plan de expansión 2014. 5. Ingreso de parámetros de confiabilidad según los modelos requeridos por el programa (cargas, líneas, transformador). 6. Ubicación de seccionadores en la troncal de los alimentadores modelados según la información que se dispone de la base de datos ArcGIS, permitiendo además que el programa DIgSILENT PowerFactory considere en el análisis a la GD como alternativa de alimentación (por medio de la configuración de los interruptores). 41 7. Realizar un escalamiento de la demanda media (información entregada por la empresa ver Tabla 3.19 o Tabla 3.20) en función de la carga instalada. 8. Correr un flujo de potencia antes de empezar el estudio de confiabilidad. El flujo de potencia no debe presentar problemas para que el módulo de confiabilidad pueda ejecutarse. 9. Definición de pasos de deslastre de carga y definición de prioridad respectiva a cada carga, esto solo en caso de que la capacidad de la generación distribuida no sea suficiente para cumplir como alternativa de alimentación después de una falla. 10. Definición del tipo de contingencias según los modelos disponibles. 11. Ejecución del módulo de análisis de confiabilidad con la opción “Análisis de Flujo de Carga” (para una mejor comprensión de este tipo de análisis remítase a la sección 3.3.6.1). 12. Visualización de los resultados obtenidos. 13. Análisis e interpretación de los resultados obtenidos. 14. Repetir desde el paso 6 o 7 dependiendo el caso, para una nueva evaluación (otros escenarios de estudios) si así se lo requiere. 15. Finalizar el estudio. Cabe mencionar que los alimentadores que no cuenten con GD no serán modelados ni evaluados, ya que obviamente sus índices de adecuación no presentarían ninguna variación al final del estudio. 3.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA COMO ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN El principio fundamental del estudio se basa en la metodología para sistemas de distribución con y sin alternativa de alimentación en escenarios de falla y post-falla. 42 El estudio considera que la alimentación alternativa proviene únicamente de la GD y tomando como criterio fundamental la continuidad de suministro de energía, el cual se ve reflejado según el índice de adecuación ENS (Energía no Suministrada). Se evaluará el estado actual de la red y cómo influye la penetración de GD en los índices de confiabilidad. En la sección 3.3.7 mediante un ejemplo ilustrativo se procura aclarar estos criterios. 3.3 MANUAL DEL MÓDULO DE CONFIABILIDAD DEL PROGRAMA DIgSILENT PowerFactory [19] La evaluación de la confiabilidad del presente proyecto se la realiza usando la herramienta DIgSILENT PowerFactory 14.1.3 y su módulo “Reliability Analysis”. Modelo del Sistema Modelo de Carga Eléctrico Modelo de Fallas Estado de Flujo de Carga del Sistema Análisis de Efecto de Fallas (FEA) Evaluación Estadística Figura 3.1 Análisis de Confiabilidad: Diagrama de Flujo Básico Para obtener los índices de confiabilidad usando la herramienta computacional ya mencionada se requieren seguir los siguientes pasos esenciales: - Modelo de Fallas - Modelo de Carga - Estado de producción del sistema 43 - Análisis de efecto de fallas (FEA) - Análisis Estadísticos - Reporte de Cálculos Los modelos de falla describen como los componentes del sistema pueden fallar, la frecuencia con la que se produce una falla y cuánto tiempo conlleva reparar los componentes fallidos. Para el programa DIgSILENT PowerFactory, la combinación de una o más modelos de fallas simultaneas o una condición de modelo falla específica (contingencia) se denomina “estado del sistema”. Internamente el programa, usa los modelos de fallas y modelos de cargas para construir una lista de los estados del sistema. Subsecuentemente, el submódulo Análisis de Efecto de Fallas (FEA) analiza los estados de falla del sistema simulando las reacciones del sistema después de una contingencia. El submódulo FEA, toma al sistema para realizar la evaluación a través de un número de estados operacionales de post-falla que pueden incluir: - Despeje de fallas; disparando protecciones. - Aislamiento de la falla; mediante la apertura de los interruptores. - Restauración de potencia; mediante el cierre de los interruptores normalmente abiertos. - Alivio de sobrecarga; mediante la transferencia y desconexión de carga. - Alivio de las restricciones de voltaje; mediante la desconexión de carga (solo para la opción “Distribución”). El proceso que se muestra a continuación es como el FEA evalúa cada una. 3.3.1 DESPEJE DE FALLAS Para el despeje de fallas, el programa asume que el interruptor inmediato cercano despejará la falla con la ayuda del subsiguiente dispositivo de seccionamiento encontrado aguas abajo, ambos con 100% de selectividad. 44 En la Figura 3.2 se muestra un sistema con cuatro cargas, con algunos Disyuntores (CB) y seccionadores (DS), y un seccionador de transferencia (BF) normalmente abierto (NA). Una posible interrupción de suministro eléctrico es causada por una falla en la línea Ln4 la cual se analiza a continuación. Figura 3.2 Despeje de Falla: Corto circuito en Ln4. Para despejar la falla, el FEA realiza una búsqueda topológica del componente que falló, para detectar el disyuntor (CB) más cercano a él, el cual pueda despejar la falla. En este caso el disyuntor mar cercano a la falla es el CB1 por lo que este opera para despejar la falla, finalizando así la primera etapa del FEA con una “área despejada” marcada de color gris como se aprecia en la Figura 3.3. Las cargas Ld1, Ld2, Ld3 quedan sin servicio mientras que la carga Ld4 aún tiene suministro de energía debido a que BF continúa NA y la línea Ln1 se encuentra suministrando energía. Cabe mencionar que, de no existir un disyuntor cercano a la falla que pueda despejarla, saldrá un mensaje de error en la pantalla. Figura 3.3 Área despejada: Corto circuito en Ln4 45 3.3.2 AISLAMIENTO DE LA FALLA El siguiente paso del FEA es restablecer el servicio en las secciones de la red que no fallaron, esto se logra mediante la separación de la sección fallida por la apertura de los seccionadores respectivos. El aislamiento de la falla se inicia con la búsqueda topológica del componente que falló y luego identifica los seccionadores (DS) más cercanos que puedan aislar la falla con lo cual se habrá establecido un “área separada” en el sistema. El área separada será menor o igual al “área despejada” pero no mayor. La sección sana la cual se encuentra dentro de la “área despejada” pero fuera del “área separada” se denomina “área restablecible”, porque es el área que puede recuperar el suministro de potencia. La Figura 3.4 muestra los seccionadores DS2 y DS4 abiertos (área separada). La red tiene ahora dos áreas restablecibles luego de la separación de la falla. El área 1 contiene a la carga Ld1 y el área 2 contienen a las cargas Ld2, Ld3 y Ld4. Figura 3.4 Área separada, línea Ln4 separada de la red. 3.3.3 RESTAURACIÓN DE POTENCIA El proceso de restauración de potencia del FEA energiza las áreas sanas del sistema después de la separación de la línea fallida. Note que solo operaran los interruptores que están habilitados para la restauración de potencia. La restauración de potencia puede provenir incluso desde una alternativa de alimentación como un generador o un 46 alimentador vecino con interruptores de transferencia NA que se encuentren disponibles. El programa DIgSILENT PowerFactory usa una “restauración de potencia inteligente” la cual considera la dirección de la restauración de potencia y la prioridad (organización) de los interruptores. En la Figura 3.5 se puede ver como la carga Ld1 es restaurada por el re-cierre del disyuntor CB1 el cual es contralado vía remota con un tiempo de operación de 3 minutos (0.05 horas). Las cargas Ld2 y Ld3 son restauradas en 30 minutos (0.5 horas) por el seccionador de transferencia BF. La red se encuentra ahora en una condición de post-falla como se muestra en la figura. Figura 3.5 Restauración de potencia por interruptor BF y disyuntor CB1. Es importante para el presente proyecto habilitar los interruptores de la red para una restauración de potencia. A continuación, se menciona como hacerlo. Acceda a los parámetros de un interruptor En la pestaña “Datos Básicos” (ver Figura 3.6) se disponen de 4 tipos de elementos de corte o seccionamiento. - Reconectador; Son automáticos controlados por relés y a través de comunicaciones remotas para apertura y cierre automático. Son usados para despeje de fallas o para realizar transferencias por restauración de potencia. 47 Figura 3.6 Editor de dispositivos de maniobra, “Datos Básicos” - Seccionadores; son usados para aislar fallas y para restauración de potencia, estos no pueden abrir bajo carga. - Seccionador Bajo Carga; son usados para aislar fallas y para restauración de potencia, estos seccionadores si pueden abrir bajo carga. - Interruptor; pueden establecer, conducir e interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito; y también pueden establecer, conducir por un tiempo determinado e interrumpir corrientes en determinadas condiciones anormales como las de cortocircuito. Seccionamiento En la pestaña “Confiabilidad” (ver Figura 3.7), sección “Restablecimiento de Potencia” se pueden desplegar las siguientes opciones correspondientes a la opción “seccionamiento”. - Controlado Remotamente (paso 1); el tiempo de accionamiento del interruptor se toma del tiempo global de los controles remotos del sistema. El tiempo por defecto es de 1 minuto, pero se puede cambiar su valor en la pestaña FEA del módulo “Análisis de Confiabilidad”. El control remoto de los interruptores se comanda desde un cuarto de control. 48 - Indicador de corto circuito (paso 2); Es un interruptor con indicador visible del estado de su armazón. Esto permite al operador identificar fácilmente su estado para poder ser accionado o no. - Manual (paso 3); Estos seccionadores necesitan de una inspección visual directa para determinar su condición o estado y por lo tanto toma más tiempo de operación que los dos pasos anteriores. Figura 3.7 Editor de dispositivos de maniobra, “Confiabilidad” Restauración de potencia En la pestaña “Confiabilidad” (ver Figura 3.7), sección “Restablecimiento de Potencia” se pueden desplegar las siguientes opciones correspondientes a la opción “restablecimiento”. - Independiente de dirección; el interruptor podrá usarse para restaurar la potencia, independiente de la dirección del flujo de potencia proveniente de la restauración. - De rama a barra; la restauración de potencia se efectuará con dirección de rama a barra. El interruptor no podrá restablecer la potencia en la dirección opuesta. - De barra a rama; la restauración de potencia se efectuará con dirección de barra a rama. El interruptor no podrá restablecer la potencia en la dirección opuesta 49 - No utilizar para restablecimiento; el interruptor será usado solo para aislar el componente fallido o para desconexión de carga. El FEA no utilizará este interruptor para restauración de carga. Tiempo de operación local Esta opción está habilitada solo para los pasos 2 y 3, este campo considera el tiempo que toma al técnico abrir el seccionador. Probabilidad Para definir un modelo de falla del sistema de protecciones es necesario ingresar la probabilidad de que la apertura fallará. Ejemplo, 5% significa que 1 de cada 20 intentos de apertura de falla fracasará. Por razones de falta de información, en esta tesis se define al modelo de fallas de las protecciones como ideales, es decir de valor 0%. 3.3.4 ALIVIO DE SOBRECARGA Si la restauración de potencia no causa alguna sobrecarga, entonces el FEA puede proceder a calcular las estadísticas para ese estado y luego analizar el siguiente estado. Sin embargo, si las restricciones térmicas están habilitadas, el programa ejecutará un flujo de carga para verificar si todos los componentes continúan aún dentro de los límites de capacidad térmica después que la restauración de potencia se llevó a cabo. De no ser así, realizará una transferencia de carga o desconexión total o parcial de carga para aliviar el exceso de cargabilidad de los componentes. Cabe recalcar que la transferencia de carga para aliviar la cargabilidad de los conductores y la desconexión total o parcial de carga se consideran solamente en la opción de análisis de transmisión. El análisis de distribución solo considera el accionamiento de los interruptores discretos. Por lo tanto, ante una violación de las restricciones de voltaje y/o de temperatura (cargabilidad), la carga se desconectará o permanecerá conectada totalmente. La Figura 3.8 muestra una sobrecarga de la línea Ln1 al 13% en la condición de postfalla. 50 Figura 3.8 Sobrecarga de Ln1 en escenario de post-falla. Transferencia de carga Esta opción permite transferir carga por porcentajes desde una carga concentrada; es decir, no es necesario la disposición de un seccionador de transferencia visible y de un alimentador alternativo para llevar a cabo una transferencia de carga. Este es el caso de una red de transmisión, en que las cargas de la red de distribución se modelan como cargas concentradas y no hay un elemento físico que haga posible una mini transferencia. Nótese que, esta transferencia de carga se habilita solo de ser necesaria. Esta función no fue requerida para el análisis de los sistemas de este proyecto, ya que esta función está específicamente habilitada para análisis de confiabilidad de sistemas de transmisión. Rechazo o desconexión de carga Con esta opción de desconexión de carga infinita u óptima se rechazará carga en una medida constante y lo más pequeña posible pero suficiente para aliviar la sobrecarga. DIgSILENT PowerFactory usa índices de sensibilidad lineales para seleccionar primero a las cargas que contribuyen a la sobrecarga. Una optimización lineal empieza por lo tanto por la selección de la mejor opción de desconexión. La mínima cantidad de carga a ser deslastrada se denomina potencia a desconectar (PS). La PS se multiplica por la duración del estado en el sistema, para obtener la energía (ES) medida 51 en kWh al año. La ES total para todos los posibles estados del sistema se denomina “Energía Deslastrada del Sistema” (SES). Las cargas se desconectan de forma automática en función de su prioridad asignada, primero se desconectan las de baja y luego las de alta prioridad, siempre que sea posible. En la opción de transmisión, las cargas pueden ser arrojadas parcial o totalmente, mientras que, en la opción de distribución, las cargas sólo pueden ser plenamente arrojadas. Dado que los generadores distribuidos de este proyecto tienen una capacidad mayor a la demanda de las islas que eventualmente se producen (por establecimiento de potencia) en sus respectivos alimentadores, está opción (rechazo o desconexión de carga) no fue requerida. 3.3.5 MODELOS DE FALLA Y REPARACIÓN En el programa, los modelos de fallas definen la probabilidad de que un componente falle y cuando lo hace y su respectivo tiempo medio de reparación. A continuación, se mencionan los modelos de fallas requeridos en el presente estudio y como ingresar los parámetros en el módulo del programa. Modelo de falla de Línea o Cable Definir un modelo a través de la pestaña confiabilidad de la ventana de edición de datos de una línea, eligiendo la opción “Nuevo Tipo de Proyecto”. Es necesario utilizar el mismo modelo de falla (previamente definido) para cada carga, dicho modelo se ingresa en cada sección de línea de la troncal. De ser el caso se puede definir el modelo mediante “Nuevo Tipo de Elemento” para un solo elemento. Siga los siguientes pasos para definir un modelo de falla para línea o cable. 1. Abra la ventana de diálogo de la línea y presione editar, seleccione la ficha “Confiabilidad” para ingresar los parámetros de confiabilidad requeridos por el sistema. 52 Figura 3.9 Definición de Modelo de falla – Línea o Cable. 2. En la ventana que se muestra en la Figura 3.9 presione el “triángulo negro” para definir el modelo de falla del elemento” se abrirá una ventana que permitirá ingresar un “Nuevo tipo de Proyecto”. 3. Introduzca el valor de la frecuencia de falla sostenida a nivel de cabecera (total), al cargar este modelo en cada línea del alimentador, se multiplicará este valor por la distancia de la línea. Ejemplo: 0,3 f/[a*km]*2km=0,6 f/a 4. Introduzca la duración media en horas. 5. De ser el caso introduzca frecuencia de fallas transitoria (menor a 3 minutos). Este parámetro se utiliza para calcular el índice MAIFI. 6. Pulse aceptar dos veces. Modelo de fallas de Transformadores Para definir un modelo de falla para cada transformador, siga los siguientes pasos: 1. Acceda a la pestaña confiabilidad del cuadro de diálogo del transformador. 2. Presione en el “triángulo negro” del modelo de falla del elemento y seleccione la opción “Nuevo tipo de proyecto”. 53 3. Introduzca los datos de frecuencia de falla (1/a). 4. Introduzca la duración media de reparación en horas. 5. Pulse “Aceptar” 2 veces para volver a la ventana principal. Figura 3.10 Ingreso de datos: Modelo de falla – Transformador. La Figura 3.10 muestra la ventana de modelo de malla para un transformador. Cada modelo de falla puede ser utilizado por más de un Transformador a la vez independiente de su tecnología, no obstante, se comportan independiente entre sí. Modelo de fallas de Barras El modelo de falla de barras se define de manera similar al modelo de fallas de transformadores, pero hay que tener en cuenta que en este modelo se define una frecuencia de falla por la barra misma y una frecuencia de falla adicional por cada conexión a la barra. Para acceder a la ventana de modelo de falla siga los siguientes pasos: 1. Acceda a la pestaña confiabilidad del cuadro de diálogo de la barra. 54 2. Presione en el “triángulo negro” del modelo de falla del elemento y seleccione la opción “Nuevo tipo de proyecto”. Modelo de Carga A continuación, se hará una breve descripción de como ingresar los parámetros para el modelo de carga que son útiles para éste estudio. Figura 3.11 Ingreso de datos: Modelo de Carga. Número de Clientes Conectados Muchos índices de confiabilidad como el CAIFI se evalúan en función del número de clientes interrumpidos, así como el índice ENS que se evalúa en función del número de clientes conectados a una carga concentrada. Por lo que es necesario especificar el número total de clientes en cada carga de éste sistema. Para ello. 1. Abra la ventana de dialogo de la carga objetivo. 2. Seleccione la pestaña “Confiabilidad” 3. En “Número de Clientes Conectados” introduzca el número de clientes representados por esta carga concentrada. 4. Repita todo el proceso para cada carga del sistema. Carga deslastrada/transferida Esta opción se utiliza cuando existen violaciones de voltaje o limitaciones térmicas causadas luego del proceso de restauración de potencia (post-falla). La búsqueda 55 comienza por las cargas que contribuyen a la sobrecarga para llevar a cabo un proceso de alivio de dicha sobrecarga por cualquiera de: la transferencia de algunas de estas cargas, de ser posible; o por desconexión de las cargas a partir de la de menor prioridad. Siga los siguientes pasos: 1. Introduzca la “prioridad de carga”. El algoritmo de confiabilidad intentará desconectar primero las cargas con la menor prioridad. De persistir la sobre carga, las cargas de más alta prioridad pueden ser también desconectadas en un valor tal que la sobrecarga sea aliviada. 2. Introduzca el número de pasos de “desconexión de carga”. Por ejemplo, cuatro pasos representan que la carga puede ser desconectada a 25%, 50%, 75%, 100% de su valor base. La opción “Pasos infinitos” representa que la carga puede ser desconectada en un valor exacto y mínimo requerido para aliviar la restricción. 3. En el parámetro “transferible”, se define el porcentaje de esta carga que puede ser transferido fuera de la red actual. La diferencia con la desconexión de carga radica en que, con esta opción se considera que la carga trasferida sigue siendo alimentada o suplida. Es opcional indicar en “Alimentación alternativa (carga)” la carga ajena a la red actual que recogerá a la carga transferida. En este proyecto no fue requerida la definición de pasos de deslastre o transferencia, pues la capacidad de los generadores de las redes modeladas fue suficiente para alimentar las islas que se formaron luego de alguna contingencia. 3.3.6 MÓDULO DE ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD En la barra de menú seleccione Cálculo → Confiabilidad. Dentro de la ventana se encuentran las siguientes pestañas. 56 Opciones Básicas Figura 3.12 Análisis de Confiabilidad: Opciones Básicas. Método - Análisis de Conexiones: Evalúa el efecto de las contingencias en la red sin considerar las restricciones de voltaje o límite térmico. Debido a esto, no se requiere de un flujo de carga para esta opción y por lo tanto el análisis será más rápido que la otra opción. - Análisis de Flujo de Carga: Evalúa el efecto de las contingencias como al método anterior, con la diferencia de que para cada contingencia se efectúa un flujo de carga. Las cargas del sistema pueden desconectarse secuencialmente en función del alivio de las tensiones y límites térmicos, es decir, si la fuente alternativa por limitaciones de capacidad de potencia no fuera capaz de alimentar toda la sección que quedó en isla, las cargas de la red serán deslastradas secuencialmente hasta encontrar un punto de operación con flujo 57 de potencia que no viole limites térmicos y restricciones de voltaje. El plan de desconexión dependerá de si es red de distribución o transmisión (antes definir alimentador) Para más detalles de cómo definir los pasos de deslastre remítase a la sección 3.3.5.3 Periodo de tiempo calculado - Año completo: El cálculo se lleva a cabo para todo el año de la fecha/hora especificada (presionando la flecha). - Un solo punto en el tiempo: El cálculo se lleva a cabo para una fecha/hora especificada (presionando la flecha). Note que, si no se crean o consideran estados de carga o planes de mantenimientos, no existirá ninguna diferencia en escoger uno u otro tipo de periodo. Flujo de Carga Este tiene un enlace con el módulo de flujo de carga del DIgSILENT PowerFactory. Red - Distribución: De existir sobrecargas o violaciones de voltaje post-falla, se inicia un proceso de rechazo de carga abriendo en áreas óptimas los interruptores disponibles. - Transmisión: De existir sobrecargas o violaciones de voltaje post-falla, ejecuta el proceso: re-despacho de generación – transferencia - deslastre. Los dos primeros pasos no influyen en los índices de confiabilidad, pero el desabastecimiento de carga del tercer paso si influye. Definir Contingencias - Selección - Sistema Completo: DIgSILENT PowerFactory definirá automáticamente una contingencia para cada objeto que tiene definido un modelo de falla. - Una red: mediante el control de selección cargar solo la red deseada y se definirán contingencias solo para los elementos de esta red. 58 - Definido por el usuario: mediante el control de selección cargar solo elementos determinados por el usuario para definir contingencias. A demás de las opciones anteriores, se puede controlar la definición de contingencias por la habilitación o des-habilitación de las casillas con las siguientes opciones: - Barra y terminal. - Línea/Cable. - Transformador. Salidas Figura 3.13 Análisis de Confiabilidad: Salidas. Resultados Permite seleccionar los elementos de los resultados almacenados por el DIgSILENT PowerFactory y recalcular los índices según el método que se desee. Salida Permite seleccionar los resultados deseados en el informe final y colocar título, imagen, fecha de evaluación, etc. 59 Registro de límites Permite imprimir los componentes que están fuera de los límites especificados aquí. FEA (Análisis de Efecto de Fallas) Figura 3.14 Análisis de Confiabilidad: FEA. Interruptores para despeje de falla - Usar todos los interruptores de potencia: Usa todos los equipos de maniobra tipo interruptores para el despeje de una falla. - Usar solo interruptores con dispositivos de protección: todos los interruptores del sistema que tengan fusibles o relés pueden utilizarse para despejar fallas. En este proyecto se utilizó la primera opción la cual tomara en cuenta solo al interruptor de la subestación para llevar a cabo el despeje de falla y no a los seccionadores colocados en las troncales. Procedimiento de operación del interruptor para desconexión de falla o restablecimiento de potencia Esta opción se ejecutará solo si está habilitada la restauración de potencia automática en la pestaña “Opciones Avanzadas” (ver sección 3.3.6.6). 60 Es este caso se dispone de dos opciones y se mencionan a continuación: - Simultáneamente: con esta opción se asume que las acciones de conmutación se pueden realizar inmediatamente después del tiempo de despeje de falla especificado, sin embargo, para la restauración de potencia el interruptor se cierra después del aislamiento del componente fallido. La operación de los interruptores para aislar la falla se da al mismo tiempo junto con los interruptores de restauración de potencia. - Secuencial: con esta opción se realizan las acciones de conmutación secuencialmente (una a la vez) después del tiempo de despeje de falla especificado. La separación de falla y restauración de potencia son por lo tanto más lentas que en el modo simultaneo. La opción utilizada en esta tesis es la secuencial Considerar seccionamiento (Paso 1-3) Habilitado solamente para distribución. Para más detalles de cada paso remitirse a la sección 3.3.3 opción “seccionamiento” El FEA intenta despejar las fallas únicamente con los interruptores designados para el paso 1, si no hay éxito recurre a los designados para paso 2 y si no hay éxito finalmente recurre a los designados para paso 3. Tiempo de apertura de interruptores remotos Aquí se especifica el tiempo de operación de los interruptores controlados a distancia. Restricciones En la Figura 3.15 se muestran las opciones de esta pestaña y se describen a continuación. Consideración de Limitaciones Térmicos (Cargabilidad) - Limite global de todos los componentes: El valor especificado en “Carga térmica máxima de los componentes” se aplica a todos los componentes del sistema. 61 - Límite Individual por componente: El límite de carga se considera para cada componente por separado. Se puede definir el límite en la pestaña “Confiabilidad” de cada componente. Figura 3.15 Análisis de Confiabilidad: Restricciones. Consideración de Límites de Tensión - Limite global para todos los terminales: Las limitaciones especificadas en el límite inferior y superior de tensión se aplican a todos los terminales. - Límite Individual por terminal: Los límites de tensión se consideran para cada componente por separado. Se puede definir los límites de tensión en la pestaña “Confiabilidad” de cada terminal. Ignorar todas las restricciones para… Habilitando esta opción las restricciones para todos los terminales y componentes por debajo del nivel de tensión introducido serán ignoradas. Nota: Las limitaciones de voltaje y térmicas están disponibles solo para Distribución. Para Transmisión solo están disponible las limitaciones térmicas. 62 Mantenimiento Figura 3.16 Análisis de Confiabilidad: Mantenimiento. En la pestaña mantenimiento (ver Figura 3.16) se puede activar o desactivar mantenimientos planificados previamente definidos y se dispone de dos opciones: Mostrar mantenimientos planificados en uso Seleccionando esta opción, se mostrará una lista de todos los mantenimientos programados considerados para el cálculo. Mostrar todos los mantenimientos planificados Seleccionando esta opción, se mostrará una lista de todos los mantenimientos programados creados en el proyecto incluyendo los que están fuera del periodo de tiempo de análisis. Nota: Para definir un mantenimiento despliegue las opciones del elemento deseado luego ir a Definir → Mantenimiento Programado, en el dialogo especificar hora y fecha de inicio y fin del mantenimiento. Opciones Avanzadas En la Figura 3.17 se muestran las opciones de esta pestaña y se describen a continuación. Corrección de tasa de salidas forzadas 63 Esta opción realiza una normalización automática de los índices de confiabilidad para considerar el hecho de que no todas las improbables pero posibles contingencias han sido consideradas en el análisis. Figura 3.17 Análisis de Confiabilidad: Opciones Avanzadas. Despeje de Fallas / Restauración Automática de Potencia - No guardar los correspondientes eventos de disparo: Los resultados de los nodos internos de las subestaciones no se escribirán en el archivo de resultados. Esto reduce al mínimo la cantidad de objetos creados en la base de datos de numerosas contingencias causadas por las redes grandes. - Guardar los correspondientes eventos de disparo: Los eventos correspondientes de disparo se guardarán en la base de datos mientras se realizan los cálculos. Restablecimiento Automático Activando esta casilla se considerará la restauración automática de potencia. Calcular Contingencias Existentes Las contingencias existentes en el módulo de confiabilidad se utilizarán en el análisis. 64 Eventos de disparo / Eventos de Carga - Eliminar Eventos de Disparo: Elimina todos los eventos de disparo asociados con las contingencias almacenadas dentro del comando. - Eliminar Eventos de Carga: Elimina todos los eventos de carga asociados con las contingencias almacenadas dentro del comando. 3.3.7 ANÁLISIS DE UN SISTEMA ILUSTRATIVO El siguiente es un sistema ilustrativo (ejemplo tipo) de un alimentador ideal que dispone de cinco tramos en la troncal (definición de tramo sección 2.7.1.13) donde se aplica el criterio de restablecimiento de carga post-falla mediante alternativa de alimentación GD. El sistema se resuelve de manera manual por el método de frecuencias y luego se compara con los resultados arrojados por el DIgSILENT PowerFactory. El alimentador de la Figura 3.18 fue modelado en DIgSILENT PowerFactory. La simbología es la siguiente: o Línea (dos posibles simbologías) o Interruptor (azul) o seccionador (rojo) cerrado o Interruptor (azul) o seccionador (rojo) abierto o Red equivalente (SNI hasta barra de 69 kV de subtransmisión) o Carga (Trifásica o monofásica) o Transformador Trifásico o Generador Hidráulico o Punto de conexión a la red primaria (estructura o poste) o Fuera de servicio por acontecimiento de falla L2 DIgSILENT L4 ~ G C4 L1 L3 C5 C3 C2 L5 C1 S/E GD 65 Figura 3.18 Ejemplo de Estudio: Sin GD 'DWRVGH/¯QHDV &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓܗሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ / / / / / Tabla 3.1 Parámetros de Confiabilidad 'DWRVGH&DUJDV &DUJD 3RWHQFLDN: 8VXDULRV &* &* &* &* &* Tabla 3.2 Características de las Cargas Análisis Sin GD Para este caso se considera que el sistema es netamente radial, es decir, no existe ningún generador de donde pueda provenir energía. Luego se calcula el efecto que tendría en las cargas (una a la vez) la presencia de alguna falla en cada tramo del sistema. En la Tabla 3.3 se muestra un ejemplo de 66 cálculo con el método a seguir, este debería ser acondicionado según la ubicación de la carga en la red y el criterio para cada carga. - Ejemplo del criterio de cálculo &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO ߣଵ ߣଷ ߣହ ߣ ୀଵ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ ܶݎଶ ߣଶ ݎ כଶ ܶݏସ ܶ݅ ߣସ ݎ כସ ܶݎଵ ߣଶ ߣସ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ߣଵ ݎ כଵ ߣଷ ݎ כଷ ܶݏଶ ܶݏଷ ܶ݅ ܶݏହ ܶ݅ ሺσୀଵ ߣ כ ݎ ሻሺσୀଵ ߣ ሻ ߣହ ݎ כହ ୀଵ ߣ ݎ כ Tabla 3.3 Criterio de Cálculo, Caso de Estudio: Carga 1 Para tener una mejor compresión del “ejemplo tipo” se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones del ejercicio: · Ts = Tc + Tp + Tl Dónde: Ts: tiempo de apertura de seccionadores para aislar falla; Ts= 0,25 horas para este ejemplo, Tc: tiempo para el conocimiento de falla, Tp: tiempo de preparación, Tl: tiempo de localización, La definición de los tiempos mencionados anteriormente se encuentra en la sección 2.7.7 · Tiempo de operación de interruptores de S/E, Ti = 0,05 horas · Tr: tiempo de reparación r(horas/falla) (ver Tabla 3.1). Se aplica las fórmulas de la Tabla 3.3 y se obtiene la Tabla 3.4 la cual contiene los parámetros de confiabilidad de la carga C1. 67 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO ߣ ୀଵ ሺσୀଵ ߣ &DUJD כ ݎ ሻሺσୀଵ ߣ ሻ ୀଵ ߣ ݎ כ UHDOL]DQGRODVRSHUDFLRQHVPDWHP£WLFDV &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.4 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 1 Se realiza el mismo criterio de cálculo para cada carga y se obtiene los siguientes resultados. &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.5 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 2 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / 68 / / 7RWDO Tabla 3.6 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 3 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.7 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 4 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.8 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 5 Con los parámetros de cada carga previamente calculados y aplicando las fórmulas de índices de confiabilidad mostradas en la sección 2.7.8 del capítulo 2, se obtienen los resultados que se muestran en la Tabla 3.9. En el ANEXO J se muestra la forma cómo se llevó a cabo el cálculo de los índices de confiabilidad de esta tabla. Las Figura 3.19 y Figura 3.20 muestran los parámetros de confiabilidad en cada punto de carga y los índices de confiabilidad de toda la red respectivamente. Estos resultados se obtuvieron luego de ejecutar el análisis de confiabilidad con DIgSILENT PowerFactory para cerciorar que los resultados obtenidos manualmente son correctos. 69 QGLFHVGH&RQILDELOLGDG 6$,), D³RFOLHQWH 6$,', KD³RFOLHQWH &$,', K $6$, $68, (16 $(16 N:KD³R N:KD³RFOLHQWH Tabla 3.9 Índices de la red: Sin GD Figura 3.19 Parámetros de Confiabilidad: Caso Estudio sin GD, DIgSILENT PowerFactory Figura 3.20 Índices de Confiabilidad: Caso Estudio sin GD, DIgSILENT PowerFactory Se puede ver que los resultados obtenidos manualmente y los arrojados por el DIgSILENT PowerFactory son similares. 70 Análisis con GD Para que los generadores cumplan la función de fuente alternativa en el DIgSILENT PowerFactory se deben seguir los siguientes pasos: a. Definir “Alimentadores”. (En la barra S/E→ definir→ alimentador) b. Poner en servicio al generador y definir su respectivo interruptor en estado NA. c. Seleccionar “Rotando si interruptores está abierta” en la pestaña “Flujo de Carga” de la ventana de edición de datos del generador. d. Seleccionar “Restablecimiento automático” en la pestaña “Opciones Avanzadas” del cuadro de diálogo (módulo) “Análisis de Confiabilidad” e. Correr el módulo de confiabilidad con la opción “Análisis de Flujo de Carga” de la pestaña Opciones Básicas. El principio de este análisis es que se dispone de un generador cercano a la carga (GD) el cual cumple con la función de “alternativa de alimentación” y de existir una falla en L3 por ejemplo, se procedería a abrir los seccionadores de L2 y L3 para aislar el componente fallido (tramo L3 de color gris) para luego restablecer la potencia con la L2 L4 ~ G C4 L1 L3 C5 C3 Flujo de Potencia S/E C2 L5 C1 S/E GD Flujo de Potencia desde GD DIgSILENT ayuda de la GD como se muestra en la Figura 3.21. Figura 3.21 Red con alternativa de carga (GD), condición post-falla Para el caso mencionado, la confiabilidad se verá mejorada por la intervención de la GD ya que, en la restauración de potencia la subestación se hace cargo de una parte del alimentador y la GD se hace cargo del resto, para restaurar la energía en el mayor 71 porcentaje posible respecto de la condición pre-falla, la única carga sin suministro de energía en este caso es la C2. En definitiva, para una determinada contingencia en alguno de los tramos del ejemplo ilustrativo se tendría una o más cargas desconectadas en función del lugar en el que se produce la contingencia. Se debe tomar en cuenta que en ningún caso quedarían sin alimentación todas las cargas aguas abajo del componente fallido, dado que el generador siempre buscará alimentar al resto del sistema aguas abajo del componente fallido, esto es posible gracias a que la capacidad del generador es suficiente como para suplir la demanda de cualquier eventualidad. En sistemas reales no siempre será posible la restauración de potencia por medio de un generador distribuido, es decir que una “isla intencional” se alimentará desde el generador distribuido siempre que la capacidad lo permita. A manera de conclusión y considerando lo descrito anteriormente se puede decir que, el índice ENS con el generador distribuido será menor (mejor) que sin él y que, ante la eventual contingencia en algún componente, el sistema tendrá siempre un respaldo en GD. Se presenta a continuación un ejemplo de cálculo para el caso que se muestra en la Figura 3.21. El criterio del análisis es similar al caso anterior (en el que no se disponía de un generador distribuido) y se lo muestra a continuación. &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO ߣଵ ߣଶ ߣଷ ߣସ ߣହ ࣅࡸ ୀ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ ܶݎଶ ߣଶ ݎ כଶ ܶݏସ ܶ݅ ߣସ ݎ כସ ܶݏଵ ܶ݅ீ ܶݏଶ ܶݏଷ ܶ݅ ܶݏହ ܶ݅ ሺσୀ ࣅࡸ ࢘ כሻሺσୀ ࣅ ሻ ߣଵ ݎ כଵ ߣଷ ݎ כଷ ߣହ ݎ כହ ࣅ ࢘ כ ୀ Tabla 3.10 Criterio de Cálculo, Caso de Estudio: Carga 1 Donde: 72 · TiGD: es el tiempo de operación del interruptor de la GD igual a 0,05 horas. · Todos los “tiempos de operación” del resto de elementos de corte y seccionamiento son iguales al escenario anterior “Sin GD”. Se aplica las fórmulas de la Tabla 3.10 y se obtiene la Tabla 3.11 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO ߣ ୀଵ ሺσୀଵ ߣ &DUJD כ ݎ ሻሺσୀଵ ߣ ሻ ୀଵ ߣ ݎ כ 5HDOL]DQGRODVRSHUDFLRQHVPDWHP£WLFDV &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / 7RWDO / / / Tabla 3.11 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 1 Se realiza el mismo criterio de cálculo para determinar los parámetros de cada carga y se obtienen los siguientes resultados. &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.12 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 2 73 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.13 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 3 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.14 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 4 &DUJD &RPSRQHQWH ࣅሺࢌࢇࢇ࢙ȀࢇÓሻ ࢘ሺࢎ࢘ࢇ࢙Ȁࢌࢇࢇሻ ࣆሺࢎ࢘ࢇ࢙ȀࢇÓሻ / / / / / 7RWDO Tabla 3.15 Caso de Estudio, Parámetros de Confiabilidad: Carga 5 Al igual que en el caso anterior, con las fórmulas de la sección 2.7.8 se obtienen los siguientes resultados. QGLFHVGH&RQILDELOLGDG 6$,), D³RFOLHQWH 6$,', KD³RFOLHQWH &$,', K $6$, 74 $68, (16 N:KD³R $(16 N:KD³RFOLHQWH Tabla 3.16 Índices de la red: Con GD En el ANEXO J se muestra un ejemplo de cómo aplicar las fórmulas de índices de confiabilidad usando los resultados de los parámetros de cada carga, aquí calculados. Con el fin de comparar entre los resultados obtenidos manualmente y los resultados que arroja el DIgSILENT PowerFactory, se presentan dichos resultados en las Figuras 3.22 y 3.23 Figura 3.22 Parámetros de Confiabilidad: Caso Estudio con GD, DIgSILENT PowerFactory Figura 3.23 Índices de Confiabilidad: Caso Estudio con GD, DIgSILENT PowerFactory Conclusiones del sistema ilustrativo Luego de terminar el estudio de un sistema de distribución tipo con y sin GD, se puede concluir que: - Un generador distribuido puede quedar en un estado de operación de “isla intencional” o “no intencional” luego de suscitarse una falla. 75 - La GD es una buena alternativa para disminuir la Energía No Suministrada (ENS) de una red si la ubicación de los equipos de corte y seccionamiento del alimentador es la adecuada u óptima. - La disminución del índice ENS está en función del lugar donde se encuentre la GD, en éste caso de estudio resulta mejor en el centro de carga del sistema. - La GD resulta mejor opción que transferir carga a un alimentador vecino en cuanto a disminución del valor de tiempos por transferencia de carga y tiempos para llevar al sistema a la topología inicial luego de reparada la falla. - El programa DIgSILENT PowerFactory con su paquete de confiabilidad “Reliability Analysis”, resulta una buena herramienta para el análisis de la confiabilidad de una red, ya que los resultados arrojados tienen un porcentaje de error mínimo con respecto a los resultados obtenidos manualmente. 3.4 SELECCIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS EMPRESAS 3.4.1 SELECCIÓN DE LAS EMPRESAS Para la selección de las empresas eléctricas, se analizó varios aspectos importantes, a priori, las candidatas fueron todas las empresas eléctricas de distribución, pero se hizo una distinción basados en lo siguiente: - Aquellas que tengan Generación Distribuida, con la mayor información posible. - Aquellas que tengan los registros de datos necesarios de la red en conjunto con la GD, para llevar a cabo el estudio de Confiabilidad. - Que exista facilidad de acceso al registro de datos. - Que sean de dos regiones distintas como son; sierra y costa, para fines didácticos. - Que las empresas tengan un índice de penetración de generación distribuida por encima de los 5 MW. 76 Considerando los requerimientos anteriores se eligieron a las siguientes empresas de distribución: · EMELNORTE S.A. · CNEL EP - EL ORO. Se procede entonces a evaluar la confiabilidad (alimentador por alimentador) de los sistemas de distribución seleccionados; y analizando a las empresas eléctricas en base a donde se sitúan los generadores distribuidos se determina que serán tomados en cuenta cinco alimentadores de medio voltaje pertenecientes a la empresa de distribución EMELNORTE S.A situada en la región sierra y dos alimentadores de medio voltaje pertenecientes a la empresa de distribución CNEL EP - EL ORO situada en la región costa; 3.4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN En esta sección se hará una breve descripción de cada empresa. Pero antes es pertinente mencionar aspectos que vienen a ser un común denominador de ambas empresas de distribución, estos aspectos son: las dos empresas de distribución se caracterizan, por tener valores de ENS que sobrepasan los 500 MWh, necesidad de una mejor planificación, necesidad de una mayor inversión en redes e infraestructura; y, una calidad del producto y del servicio que precisan ser cada vez mejoradas. En cuanto a la confiabilidad, las redes presentan variaciones; para redes rurales, esta es relativamente baja quizá por descuido, y en cuanto a redes urbanas la confiabilidad es un tanto mejor, no obstante, es notoria la necesidad de mejorar los diseños de las redes o alimentadores para que con ello mejore también la confiabilidad y de esta manera se vean beneficiados tanto consumidores como la empresa misma. 77 EMELNORTE S.A [20] La “Empresa Eléctrica Regional Norte S.A.” EMELNORTE S.A. se compone de una fusión de la Empresa Eléctrica Ibarra y la Empresa Municipal de luz de la provincia del Carchi; esta empresa tiene como objeto primordial la distribución y comercialización del servicio eléctrico de consumidores industriales, comerciales y residenciales, de las provincias de Imbabura y Carchi, así como los cantones, Pedro Moncayo y Cayambe de la provincia de Pichincha. 3.4.2.1.1 Área de Concesión Figura 3.24 Área de Concesión EMELNORTE S.A. (vista “Google Earth”) [21] '$7267&1,&26<&20(5&,$/(6 'HQRPLQDFLµQ &DQWLGDG 1¼PHURGHFOLHQWHV 'HPDQGD0HGLD09$ 3RUFHQWDMHGHFREHUWXUD UHDGHFRQFHVLµQNP 6XEHVWDFLRQHV &LUFXLWRVSULPDULRV Tabla 3.17 Datos Técnicos y Comerciales EMELNORTE S.A. EMELNORTE S.A. extiende sus servicios sin distinciones entre habitantes de su área de influencia y preocupados siempre por extender su cobertura para la electrificación 78 del 100% de su área de concesión. El área de concesión actual es de aproximadamente 99% de los 11987 km2. EMELNORTE S.A. cuenta con una carga instalada de 403,628 MVA repartidos entre diferentes alimentadores, la demanda requerida para satisfacer a los habitantes que conforman el área de concesión en operación media es 57,506 MVA. 3.4.2.1.2 Subestaciones de EMELNORTE S.A De las 15 subestaciones pertenecientes a esta empresa (para más detalle ver ANEXO A), se hará una breve descripción de 5 de ellas las cuales contienen a los alimentadores que se evalúan en el presente estudio. 3.4.2.1.2.1 Subestación El Chota La subestación Chota de 2x5 MVA, está ubicada en el cantón Ibarra, provincia de Imbabura, cuenta con tres alimentadores denominados como C1, C2 y C4. Recibe energía a un nivel de voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, el cual es transformado por la subestación de reducción y proporcionado a sus alimentadores primarios a un nivel de voltaje de 13,8 kV Alimentador C2 · Es uno de los alimentadores más extensos perteneciente a la subestación Chota, un alimentador que sirve a la población rural, tiene una extensión que abarca algunas de las siguientes áreas: Hosterías de la recta de Ambuquí, Ambuquí, Pusir, Carpuela, Tumbatú, El Tambo, El Lavadero, Peña Herrera, Juncal, Chalguayacu, Pimampiro, Central Fotovoltaica Valsolar Ecuador S.A. Paragachi, Colimburo, Mariano Acosta, Chuga, Piquiucho, La Caldera, San Rafael, Monte Olivo, El Sigzal. · Tiene una longitud total de aproximadamente 307,996 km incluyendo troncal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 11412,5 kVA. 79 · La demanda media es de 0,777 MW aproximadamente. · Posee 9 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 8637 usuarios aproximadamente. Figura 3.25 Subestación - Chota: Objeto de estudio - Alimentador C2 Fuente: Dirección de Planificación. Para ver simbología remítase a ANEXO A 3.4.2.1.2.2 Subestación La Carolina La subestación La Carolina de 5 MVA, está ubicada en Guallupe-La Carolina, provincia de Imbabura, la subestación cuenta con cuatro alimentadores denominados como C1, C2, C3 y C4, recibe energía a un voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona energía eléctrica a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV. Alimentador C1 · Es un alimentador primario que tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es predominantemente rural, este abarca las siguientes áreas: 80 Limonal, San Gerónimo, Buenos Aires, El Juco, Tablas, La Chorrera, Central La Carolina, Mundo Nuevo, Corazón del Guadual, Tercer Paso, Naranjito, Cuajara, Santa Lucía, Chamanal, Las Lomas, San Guillermo, Estación Carchi, El Naranjal, Nacigeras, San Francisco de Tablas, Frudecu, Corazón de Nuevo Mundo, Guayabal, Chutin, Campo libre, Santa Marianita, El Cercado, El Hato, El Chamanal, Las Lomas, Loma Potrero, San Guillermo, La Concepción, Empedradillo, La Convalecencia, El Milagro, La Chira, El Tablón, Palo Blanco, Imbiola, Tapias, El Milagro. Figura 3.26 Subestación - La Carolina: Objeto de estudio – Alimentador C1 Fuente: Dirección de Planificación. Para ver simbología remítase a ANEXO A · Tiene una longitud total de aproximadamente 144,427 km incluyendo troncal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 1632,5 kVA. 81 · La demanda media es de 0,124 MW aproximadamente. · Posee 2 seccionamientos en la troncal. · Posee 3 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 1154 usuarios aproximadamente Como se puede ver en la Figura 3.26 los generadores no se conectan a la subestación por medio de alimentadores expresos, sino que mediante sus circuitos de conexión de media tensión a 13.8 kV (línea de conexión) respectivos, cada generador se conecta a diferentes puntos del alimentador, para más detalle remítase a la sección 4.3.1.2 donde podrá ver a este alimentador (La Carolina C1) modelado en DIgSILENT PowerFactory. 3.4.2.1.2.3 Subestación La Esperanza La subestación La Esperanza de 10 MVA, está ubicada en el cantón Pedro Moncayo, provincia de Pichincha, cuenta con cuatro alimentadores denominados como C1, C2, C3 y C4, recibe energía a un voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona energía eléctrica a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV. Alimentador C4 · El primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es urbano, los principales beneficiarios son los usuarios comerciales y residenciales. · Tiene una longitud total de aproximadamente 48,8 km entre la troncal. · La potencia instalada es de 7710 kVA. · La demanda media es de 0,986 MW aproximadamente. · Posee 3 seccionamientos en la troncal. · Posee 5 seccionamientos laterales o de ramales · Posee 4136 usuarios aproximadamente. 82 Figura 3.27 Subestación – La Esperanza: Objeto de estudio – Alimentador C4. Fuente: Dirección de Planificación. Para ver simbología remítase a ANEXO A 3.4.2.1.2.4 Subestación El Ángel La subestación El Ángel de 2,5 MVA, está ubicada en el cantón Espejo, provincia de Carchi, cuenta con tres alimentadores denominados como C1, C2 y C3, recibe energía a un voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona energía eléctrica a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV. Alimentador C1 · El alimentador primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es rural. · Tiene una longitud total de aproximadamente 45,953 km entre la troncal principal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 1245 kVA. 83 · La demanda media es de 0,122 MW aproximadamente. · Posee 1 seccionamiento en la troncal. · Posee 4 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 638 usuarios aproximadamente Figura 3.28 Subestación - El Ángel: Objeto de estudio – Alimentador C1 Fuente: Dirección de Planificación. Para ver simbología remítase a ANEXO A 3.4.2.1.2.5 Subestación Alpachaca La subestación Alpachaca de 20 MVA, en la provincia de Imbabura, la subestación de 69/13,8 kV, está conformado de seis alimentadores denominados como C1, C2, C3, C4, C5 y C6, recibe energía a un voltaje de 69 kV del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona energía eléctrica a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV. 84 Los principales sectores que se benefician de esta subestación son las que se mencionan a continuación: El Ejido de Ibarra, las ciudadelas la Quinta, Emelnorte, Ingenieros Civiles, Flota Imbabura, Ciudadela del Chofer, las dos etapas de la ciudadela “Ciudad de Ibarra”, Las Palmas, El Milagro, Chaltura, parte de Natabuela; sector de la Tierra Blanca en Atuntaqui, carga en el sector de Urcuquí, parte del sector de Salinas y en el centro de Ibarra, los Huertos Familiares, Alpachaca, Azaya. Alimentador C5 · Este alimentador primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es urbano, los principales beneficiarios son los usuarios comerciales y residenciales. · Tiene una longitud total de aproximadamente de 69,905 km entre la troncal principal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 3790 kVA. · La demanda media es de 1,219 MW aproximadamente. · Posee 3 seccionamiento en la troncal. · Posee 8 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 3242 usuarios aproximadamente. Alimentador C6 · Este alimentador primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es urbano, los principales beneficiarios son los usuarios residenciales. · Tiene una longitud total de aproximadamente de 22,86 km entre la troncal principal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 5082,5 kVA. · La demanda media es de 1,635 MW aproximadamente. · Posee 3 seccionamientos en la troncal. 85 · Posee 8 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 2602 usuarios aproximadamente. Figura 3.29 Subestación - Alpachaca: Objeto de Estudio – Alimentador C5. Fuente: Dirección de Planificación. Para ver simbología remítase a ANEXO A CNEL EP - EL ORO [22] El servicio de energía eléctrica en la Provincia de El Oro, estaba a cargo de la Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A., desde el 1 de Enero de 1966 hasta el 16 de Enero del 2009, fecha en que fenece jurídicamente la Empresa Eléctrica Regional El Oro (EMELORO S.A.) y nace la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL), constituida por la agrupación de diez empresas distribuidoras de energía eléctrica, entre ellas la de El Oro, la misma que desde su inicio ha tenido como finalidad brindar servicio a la colectividad gracias al desempeño y cooperación de autoridades, técnicos, empleados, trabajadores y entidades, vinculadas con el sector eléctrico. 86 3.4.2.2.1 Área de Concesión CNEL EP EL ORO., extiende sus servicios sin distinciones a los habitantes de su área de influencia. El área de concesión de CNEL EP - El Oro es de 6.745 km2, que corresponde a catorce cantones de la provincia de El Oro, cantones Pucará y Camilo Ponce Enríquez de la provincia de Azuay, el cantón Balao y la parroquia Tenguel del cantón Guayaquil de la provincia del Guayas y un porcentaje de cobertura del 96,73%, es decir de un total de 238151 viviendas, 201151 cuentan con el servicio eléctrico. Figura 3.30 Área de Concesión CNEL EP - EL ORO Fuente: Dirección de Planificación. '$7267&1,&26<&20(5&,$/(6 'HQRPLQDFLµQ &DQWLGDG 1¼PHURGHFOLHQWHV 'HPDQGDPHGLD0: 3RUFHQWDMHGHFREHUWXUD UHDGHFRQFHVLµQNP 6XEHVWDFLRQHV &LUFXLWRVSULPDULRV Tabla 3.18 Datos Técnicos y Comerciales CNEL EP - EL ORO. 3.4.2.2.2 Subestaciones CNEL EP - EL ORO 87 De las 16 subestaciones pertenecientes a esta empresa (para más detalle ver ANEXO B), se hará una breve descripción de 2 de ellas las cuales contienen a los alimentadores que se evalúan en el presente estudio. 3.4.2.2.2.1 Subestación Arenillas La subestación Arenillas de 12,5 MVA, está ubicado en el cantón Arenillas, provincia de El Oro, cuenta con cinco alimentadores denominados como Arenillas, Cuca-La Pitahaya. Fronterizo, Telégrafo y Jambelí, recibe energía a un voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV Alimentador Arenillas Figura 3.31 Subestación – Arenillas: Objeto de estudio – Alimentador Arenillas (0911) · El primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es rural, este alimentador abastece de energía a clientes industriales y residenciales. · Tiene una longitud total de aproximadamente 31,72 km incluyendo troncal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 3655 kVA · La demanda media es de 1,35 MW aproximadamente. · Posee 3 seccionamientos en la troncal. 88 · Posee 7 seccionamientos laterales o de ramales · Posee 4291 usuarios aproximadamente 3.4.2.2.2.2 Subestación Santa Rosa La subestación Santa Rosa de 12,5 MVA, está ubicado en el cantón Santa Rosa, provincia de El Oro, cuenta con cuatro alimentadores denominados como Arenillas, Cuca-La Pitahaya. Fronterizo, Telégrafo y Jambelí, recibe energía a un voltaje de 69 kV, del Sistema Nacional Interconectado, desde la subestación se proporciona a sus alimentadores primarios con un nivel de voltaje de 13,8 kV. Figura 3.32 Subestación – Santa Rosa: Objeto de estudio – Alimentador Puerto Jely (0712). Alimentador Puerto Jely · El alimentador primario tiene un nivel de voltaje de 13,8 kV, el alimentador es urbano. · Tiene una longitud total de aproximadamente 99,72 km incluyendo troncal principal y sus ramales trifásicos. · La potencia instalada es de 8275 kVA 89 · La demanda media es de 2,3 MW aproximadamente. · Posee 1 seccionamiento en la troncal. · Posee 6 seccionamientos laterales o de ramales. · Posee 2348 usuarios aproximadamente. 3.5 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN Las empresas eléctricas a través de sistemas de monitoreo adecuados registran en cada subestación los eventos de falla con su duración respectiva y la carga desconectada, pero aun así es difícil determinar cuáles equipos o componentes del sistema fallaron. Razón por la cual, en esta tesis se evalúan los índices de confiabilidad, en base al registro del número de fallas y duraciones de reparación que se disponen a nivel de cabeceras de cada alimentador primario. Esencialmente los datos recopilados para la realización del estudio son: · Número de fallas y horas de interrupción a nivel de cabeceras. · Índices de calidad de servicio. · Ubicación geográfica en el plano eléctrico de los proyectos que operan actualmente y los del plan de expansión 2014 con su respectiva potencia. · Datos necesarios para la modelación de la red a nivel de troncal (unifilares, área de concesión, datos de líneas, demandas, potencia instalada, etc.). Los datos requeridos por el programa para la evaluación cuantitativa de la confiablidad correspondientes a cada componente son: · Tasa de falla asociadas a los diferentes modelos de falla: barras, líneas, transformadores. · Tiempo medio de reparación esperado: barras, líneas, transformadores. · Mantenimientos programados de la S/E. 90 · Fecha de inicio y fin por mantenimiento programado. 3.5.1 CONSIDERACIONES GENERALES Para la elaboración de la base de datos se hacen las siguientes hipótesis: · Se considera falla a todo suceso que haya provocado la salida inesperada de un componente con un tiempo mayor a tres minutos, incluyendo las de origen externo por transmisión. · El tiempo por mantenimiento programado o no programado de algún tramo de la línea se sumará al tiempo total de interrupciones, debido a la ausencia de información correspondiente a la ubicación de los pequeños tramos sometidos a mantenimiento. · Las transacciones hora de desconexión – hora de conexión, son tomadas para la enumeración de cada falla (EMELNORTE S.A.). · En el caso de CNEL EP – El Oro, los valores de FMIK y TTIK son tomados como números de falla y duración de falla respectivamente, debido a que para calcular estos parámetros la empresa no distingue la potencia desconectada por cada falla. Cabe mencionar que el término TTIK se refiere a “ Tiempo Total de interrupción por kVA nominal Instalado” y el término FMIK se refiere a “Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal Instalado” · Los mantenimientos considerados son a nivel de S/E según el periodo septiembre 2013 – septiembre 2014, debido a limitaciones de la información (EMELNORTE S.A.). · Para CNEL EP EL – ORO, el número y horas de mantenimiento están dentro de los datos de falla del alimentador (FMIK) y horas de interrupción del alimentador (TTIK). · Debido a la falta de información acerca de la operación, falla y mantenimiento de equipos de corte y seccionamiento, se considerarán a estos como componentes ideales. 91 · Por falta de información acerca de transformadores de las subestaciones, se asume valores internacionales de frecuencia de falla y tiempo medio de reparación [23], ver Tabla 3.30. 3.5.2 BASE DE DATOS PARA LÍNEAS Y TRANSFORMADOR DE S/E Tratamiento de datos EMELNORTE S.A Se tomaron los datos disponibles correspondientes al año 2013 y año 2014 hasta el mes de septiembre facilitados por la Dirección de Calidad de Servicio denominados “InformeInterrupciones ENERO” (registros por cada mes). En primer lugar, se procedió a crear un archivo denominado “PARAMETROS DE CONFIABILIDAD” que se muestra en la sección 3.5.2.4. En él se ingresa el número de fallas sumando mes a mes la cantidad y su duración, con la ayuda de un filtro en los archivos de Excel de la empresa. Luego de obtenida la sumatoria de fallas y sus duraciones de los dos años, con la ayuda de la base de datos del programa ArcGIS se exporta una tabla con la información de las distancias de troncal y ramal, carga instalada y número de medidores. Esta información se ingresa en un archivo Excel denominado “DATOS TÉCNICOS”. Seguidamente, del archivo denominado “Demanda.org” se extrae mediante un filtro, la información del día con mayor demanda media que para todos los casos fue el mes de octubre. La información filtrada (demandas: mínima, media y máxima) también se ingresó en el archivo “DATOS TÉCNICOS”. Finalmente, se calcula la frecuencia de falla y el tiempo medio de reparación para cada alimentador como se muestra a continuación mediante un ejemplo de cálculo. Estos datos también ingresan en la tabla “PARAMETROS DE CONFIABILIDAD”. Frecuencia de Falla para líneas Ejemplo de cálculo: Alimentador El Chota C2. 92 Número de fallas: 275 Periodo de análisis: 1.83 años Distancia del alimentador: 307,996 km ߣൌ × ï ̴ ̴ כÓǤ ߣൌ ͳ ʹͷ ൌ ͲǡͶͺͺ ÓǤ ͳǡͺ͵ Ͳ͵ כǡͻͻ Tiempo medio de reparación para líneas Duración total de interrupción: 1141,05 horas Número de fallas: 275 ൌ ͓ × ൌ ͳͳͶͳǡͲͷ ൌ Ͷǡͳͷ ʹͷ × Estos valores se ingresan en el modelo de falla de una línea del DIgSILENT PowerFactory. Internamente el programa realiza la siguiente aproximación para cada tramo. ɉ ൌ Ǥ Donde: ൌ × Ó × Ǥ ÓǤ m: cantidad de interrupciones, L: longitud total de las líneas expuestas a falla, en km, T: periodo de estudio, en años, b: número de fallas, por kilómetro por año, 93 l: longitud de la línea de interés. Para una línea igual a 3 km se tiene que: ߣ ൌ ͲǡͶͺͺ ͵ כ ÓǤ ߣ ൌ ͳǡͶͶ Frecuencia de Falla para Barras × Ó Ejemplo de cálculo: Alimentador Arenillas. Para calcular la frecuencia de fallas de la barra de 69 kV se procede da la siguiente forma. ߣൌ ï ୟ୬ୟ୪୧ୱ୧ୱ כï Ó Número de fallas: 24 Periodo de análisis: 4 años ߣൌ × ʹͶ ൌ Ó Ͷͳכ Tiempo medio de reparación para barras. Duración total de interrupción: 16,52 horas Número de fallas: 24 ൌ ͓ × ݎൌ ͳǡͷʹ ൌ Ͳǡͺͺ × ʹͶ Para realizar la tabla denominada “MANTENIMIENTO DE S/E”, se tomaron mediante filtros, los datos disponibles correspondientes al periodo septiembre 2013 y septiembre 2014 de los archivos denominados “InformeInterrupciones ENERO” (registros por cada 94 mes), en estos archivos se encuentran también la información de mantenimientos de las subestaciones. Esta información se la puede ver en la Tabla 3.27 Tratamiento de datos CNEL EP EL – ORO Para elaborar la base de datos de esta empresa se siguió un proceso similar al de la empresa anterior con algunas diferencias, las cuales se mencionan a continuación. · El número de fallas y su duración se extrajeron de los archivos denominados “SISDATA” de los años 2010, 2011, 2012, 2013, es decir un periodo de 4 años. · Las demandas: base, media y pico fueron facilitadas por la Unidad de Calidad, es decir, no se realizó ningún proceso para la obtención de estos datos. · Para todo lo restante, se siguió exactamente el mismo proceso que la empresa anterior para la elaboración de la base de datos. DATOS TÉCNICOS DE LAS DOS EMPRESAS En la Tabla 3.19 y Tabla 3.20 se presentan las bases de datos técnicas de los alimentadores EMELNORTE S.A. y CNEL EP - EL ORO., respectivamente. Los datos mencionados serán utilizados esencialmente en la modelación de los alimentadores en cuestión. En las tablas mencionadas se puede ver filas pintadas de azul, las cuales contienen a los alimentadores que serán modelados en este proyecto. Este criterio es similar para ambas empresas, por lo que a continuación se muestran las bases de datos de las dos empresas en cuestión. (035(6$'(',675,%8&,21(/(&75,&$(0(/1257(6$ 3(5,2'2 $26 &DUDFWHU¯VWLFDVGHODUHG 3RWHQFLD 'HPDQGD 'HPDQGD 'HPDQGD 6XEHVWDFLµQ $OLPHQWDGRU ,QVWDODGD %DVH 0HGLD 3LFR >N9$@ >0:@ >0:@ >0:@ /$(63(5$1=$ $OLPHQWDGRU )DFWRU 1¼PHUR GH GH 3RWHQFLD &OLHQWHV /RQJLWXG >NP@ 95 $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU /$&$52/,1$ $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $/3$&+$&$ $OLPHQWDGRU &+27$ $OLPHQWDGRU (/$1*(/ Tabla 3.19 Datos Técnicos de los alimentadores de EMELNORTE S.A. '$7267&1,&26(035(6$'(',675,%8&,21(/(&75,&$&1(/(3ů(/252 3HULRGR $³RV &DUDFWHU¯VWLFDVGHODUHG 3RWHQFLD 'HPDQGD 'HPDQGD 'HPDQGD 6XEHVWDFLµQ $OLPHQWDGRU 1¼PHUR GH GH /RQJLWXG ,QVWDODGD %DVH 0HGLD 3LFR >N9$@ >0:@ >0:@ >0:@ 2OPHGR 3XHUWR-HO\ 6$17$ %RO¯YDU6WD 526$ 5RVD %HOODYLVWD/D $YDQ]DGD $UHQLOODV &XFD/D 3LWDKD\D $5(1,//$6 )DFWRU &RUGµQ )URQWHUL]R (O7HO«JUDIR $UFKLSL«ODJR -DPEHO¯ 3RWHQFLD &OLHQWHV >NP@ 96 Tabla 3.20 Datos Técnicos de los alimentadores de CNEL EP - EL ORO 'DWRVGH(TXLYDOHQWHGH5HG '$726 (0(/1257(6$ &1(/(/252(3 3RWHQFLD &RUW&LUF>09$@ 0£[LPRV == ;; 5; 0¯QLPRV == ;; 5; 9DORUHV 5; 3RWHQFLD &RUW&LUF>09$@ 9DORUHV 5; Tabla 3.21 Datos de Equivalente de Red. &RQGXFWRUHVGHDOXPLQLRGHWLSR$&65 &µGLJR 0XQGLDO 63$552: &DOLEUH 50* 'L£PHWUR &DSDFLGDG 5HVLVWHQFLD $:*2.&0 PP (O«FWULFD$r&2KP.P PP $PSHULR 5$9(1 48$,/ 3,*(21 3(1*8,0 Tabla 3.22 Conductores implementados en los alimentadores y características. (VWUXFWXUDVHPSOHDGDVDQLYHOGHWURQFDODN9\VXVFRRUGHQDGDV 7LSR 6LJQLILFDGR FASE 1 FASE 2 FASE 3 X X X Y Y Y (67&$ 7ULI£VLFDů&HQWUDGD$QJXODU -1,05 10,6 -0,2 10,6 1,05 10,6 (67&3 7ULI£VLFD&HQWUDGD3DVDQWH -1,05 10,6 (6793 7ULI£VLFD(Q9RODGR3DVDQWH 0,65 11,8 1,45 11,8 2,25 11,8 0 11 1,05 10,6 (67&' 7ULI£VLFD&HQWUDGD'REOHUHWHQFLµQ -1,05 10,6 -0,2 10,6 1,05 10,6 (67&5 7ULI£VLFD&HQWUDGD7HUPLQDO -1,05 10,6 0 10,6 1,05 10,6 97 Tabla 3.23 Estructuras empleadas a nivel de troncal a 13,8 kV. *HQHUDFLµQ'LVWULEXLGD (PSUHVD $OLPHQWDGRU &DSDFLGDG &RRUGHQDGD *HQHUDGRU 7LSR 7UHQ6DOLQDV )RWRYROWDLFR 6DOLQDV )RWRYROWDLFR +LGURFDUROLQD +LGU£XOLFR %XHQRV$LUHV +LGU£XOLFR (O&KRWD& 3DUDJDFKL )RWRYROWDLFR /D(VSHUDQ]D& (OHFWULVRO )RWRYROWDLFR 6DQ9LFHQWH (µOLFR *DUF¯D0RUHQR (µOLFR 6ROVDQWURV )RWRYROWDLFR 6DQHUVRO )RWRYROWDLFR &1(/(3 6DUDFD\VRO )RWRYROWDLFR (/252 6ROFKDFUDV )RWRYROWDLFR 6ROKXDTXL )RWRYROWDLFR 6ROVDQWRQLR )RWRYROWDLFR $OSDFKDFD& /D&DUROLQD& (0(/1257( (OQJHO& 3XHUWR-HO\ $UHQLOODV 0: ; < Tabla 3.24 Datos de Generadores Distribuidos de las dos empresas La Tabla 3.22 muestra los conductores de tipo ASCR con sus características técnicas, los cuales son utilizados en nuestras redes modeladas, esto incluye a ambas empresas La Tabla 3.23 muestra las estructuras empleadas a nivel de media tensión para redes de distribución. El tipo de estructura utilizado es el de tipo EST cuales son utilizados en nuestras redes modeladas, esto incluye a ambas empresas. La Tabla 3.24 muestra los datos de los generadores distribuidos de ambas empresas. PARÁMETROS DE CONFIABILIDAD DE LAS DOS EMPRESAS En la Tabla 3.25 y Tabla 3.26 se presentan los parámetros de confiabilidad de todos los alimentadores de EMELNORTE S.A. y CNEL EP - EL ORO., respectivamente. Estos datos serán utilizados esencialmente para evaluar la confiabilidad de los 98 sistemas modelados. En las tablas mencionadas se puede ver filas coloreadas de verde, las cuales contienen a los alimentadores modelados en este proyecto. '$726'(/1($6(035(6$'(',675,%8&,1(0(/1257(6$ 3HULRGR D³RV 3DU£PHWURVGH&RQILDELOLGDG 6XEHVWDFLµQ /$(63(5$1=$ $/3$&+$&$ &+27$ (/$1*(/ /$&$52/,1$ 1¼PGH $OLPHQWDGRU )DOODV 7LHPSRGH )UHFXHQFLDGH 7LHPSRPHGLR ,QWHUUXSFLµQ>K@ IDOOD>IDNP@ GHUHSDUDFLµQ>KI@ $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU $OLPHQWDGRU Tabla 3.25 Parámetros de Confiabilidad de los alimentadores de EMELNORTE S.A. '$726'(/1($6(035(6$'(',675,%8&,1&1(/(3(/252 3HULRGR $³RV 6XEHVWDFLµQ $OLPHQWDGRU 6$17$ 526$ 3DU£PHWURVGH&RQILDELOLGDG &µGLJR 1¼PHUR 7LHPSRGH )UHFXHQFLD 7LHPSRPHGLR GH ,QWHUUXSFLµQ GHIDOOD GHUHSDUDFLµQ )DOODV >K@ >IDNP@ >KI@ 2OPHGR 7 3XHUWR-HO\ 7 %RO¯YDU6WD5RVD 7 99 %HOODYLVWD/D 7 $UHQLOODV 7 &XFD/D3LWDKD\D 7 &RUGµQ)URQWHUL]R 7 $YDQ]DGD $5(1,//$6 (O7HO«JUDIR 7 $UFKLSL«ODJR-DPEHO¯ 7 Tabla 3.26 Parámetros de Confiabilidad de los alimentadores de CNEL EP - EL ORO. Los registros correspondientes a los mantenimientos de subestaciones de EMELNORTE S.A. se muestran en la Tabla 3.27 0$17(1,0,(1726352*5$0$'266((0(/1257(6$ $OLPHQWDGRU $OSDFKDFD& /D&DUROLQD& )HFKD,QLFLR )HFKD)LQDO -XO 'XUDFLµQK -XO 0D\ 0D\ 6HS 6HS 2FW 2FW 2FW 0D\ 0D\ /D(VSHUDQ]D& $SU $SU 'HF 'HF 0D\ 0D\ 6HS 6HS &KRWD& (O$1*(/& 2FW Tabla 3.27 Fechas de mantenimientos programados de S/E Cabe recalcar que para el caso de EMELNORTE S.A., se consideró los registros desde el año 2013 hasta abril del 2014 (considerando homogeneidad de los registros o datos), no así para el caso de CNEL EP - EL ORO, que se consideran los registros desde el 2010 con registros muy homogéneos. Los registros correspondientes a los mantenimientos de las subestaciones de CNEL EP – EL ORO están incluidos en los datos de interrupciones de la troncal, la empresa incluye en su informe solo interrupciones totales. A continuación, se muestra la Tabla 3.28 y 3.29 que contienen los parámetros de confiabilidad para la barra de subtransmisión de 69 kV de cada subestación. En estos 100 valores se consideran todas las interrupciones mayores a tres minutos registrados a nivel de subtransmisión y también las correspondientes a origen externo debido a fallas en transmisión (para las dos empresas). %$55$'(N9(0(/1257(6$ 6XEHVWDFLµQ LQWHUUXSFLRQHV KRUDV LQWHUUXSFLµQD³R KRUDVLQWHUUXSFLµQ 6($OSDFKDFD 6(/D(VSHUDQ]D 6((O&KRWD 6((OQJHO 6(/D&DUROLQD Tabla 3.28 Parámetros de Confiabilidad para barras EMELNORTE. %$55$'(N9&1(/(3(/252 6XEHVWDFLµQ LQWHUUXSFLRQHV KRUDV LQWHUUXSFLµQD³R KRUDVLQWHUUXSFLµQ 6(6DQWD5RVD 6($UHQLOODV Tabla 3.29 Parámetros de Confiabilidad para barras CNEL EP – EL ORO. Debido a la no existencia de información estadística correspondiente a las fallas de transformadores de subestación, se considerarán valores internacionales de frecuencia de falla y tiempo medio de reparación (estos valores son tomados de la Tabla 2.4 página 62 de la referencia [23]) '$726'(75$16)250$'25(6 &RPSRQHQWH 7UDQVIRUPDGRU )UHFXHQFLD 7LHPSRPHGLR GH)DOODID³R GHUHSDUDFLµQK Tabla 3.30 Índices Internacionales para las dos empresas. El tiempo de operación para aislar una falla por seccionador (tops) se calcula como sigue: Como ejemplo se calculará el tiempo de operación para aislar una falla del seccionador uno (tops_1) de Alpachaca C5. Para ver nomenclaturas de tiempos referirse a la sección 2.7.7. tops_1 = tc + tp + tl 101 tops_1 = tc + tp + (tiempo en llegar hasta el seccionador + tiempo para realizar pruebas que localicen el punto de falla) tops_1 = 5 min + 20 min + (6,048 * 1, 5 tops_1 = 54,07 min = 0,901 horas ୫୧୬ ୩୫ + 15) Donde: 6,048 km; es la distancia que existe desde la S/E hasta el primer seccionador. tc, tp, tl; se asumen 5, 15 y 15 minutos respectivamente para todos los casos de EMELNORTE S.A En la Tabla 3.31 se muestran los tops respectivos a cada seccionador por alimentador. 7LHPSRGHRSHUDFLµQSDUDDLVODUXQDIDOODSRUVHFFLRQDGRUWRSV $OLPHQWDGRU WRSVB>KRUDV@ WRSVB>KRUDV@ WRSVB>KRUDV@ WRSVB>KRUDV@ $OSDFKDFD& /D(VSHUDQ]D& /D&DUROLQD& (OQJHO& (O&KRWD& Tabla 3.31 Tiempo de operación para aislar una falla EMELNORTE S.A Nota: Los tops para CNEL EP – El Oro se asumen de 0,5 horas para establecerlos por debajo de los tiempos de reparación de Arenillas y Puerto Jely de 0,765 horas y 0,584 respectivamente. Los generadores se asumen con confiabilidad ideal (sin probabilidad de fallas) en este estudio debido a que el programa no permite la creación de contingencias según el modelo de falla de generadores (estados de disponibilidad), En el DIgSILENT PowerFactory 14.1.3 la creación de contingencias de generadores está solamente habilitada para la evaluación de “confiabilidad de generación” y no para “confiabilidad de distribución” esto se debe a que los algoritmos de cálculo internos no consideran a los generadores como parte de una red de distribución. Es posible que en unas próximas versiones del programa den solución a este problema debido a la nueva tendencia mundial de introducir pequeña generación en las redes de 102 distribución, pero en lo concerniente a la versión que se utiliza en este proyecto no es posible. Esta es la única limitación que tiene el programa para el análisis de la confiabilidad de nuestras redes modeladas. Cabe mencionar además que las empresas eléctricas de éste estudio no disponen de registros de disponibilidad o indisponibilidad de los generadores después de suscitada una falla en la red, ya que estas no han pretendido ingresar la GD luego de una falla, por seguridad de equipos y personal. 103 4 MODELADO Y ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 4.1 INTRODUCCIÓN En éste capítulo se realiza el análisis de la confiabilidad de las dos empresas seleccionadas, bajo dos aspectos fundamentales con sus respectivos sub-contenidos: · Modelado de la Red. o Identificación del número de tramos del alimentador. · Evaluación de la Confiabilidad de las Redes. o Sin Generación Distribuida GD. o Con Generación Distribuida GD. o Propuesta para el mejoramiento de la confiabilidad en cuanto fuera posible, por medio de la ubicación de un punto de conexión adicional para la Generación Distribuida GD y/o inserción de seccionadores en la troncal. Tramos de un alimentador Con respecto a los tramos de un alimentador se puede mencionar las siguientes características: · En este proyecto se considera que un “tramo” es la sección que se establece entre dos puntos de la troncal, dichos puntos están determinados por equipos de seccionamiento. · Una falla permanente sobre cualquiera de los elementos que componen un determinado tramo, provocará la desconexión total de dicho tramo, con el fin de aislar la falla y llevar a cabo la reparación. El resto de los tramos sobrevivientes pueden ser restablecidos si la existencia de una fuente alternativa así lo permite. 104 · Mientras mayor cantidad de tramos existan en una red, mayor será la confiabilidad. Evaluación de la confiabilidad Con respecto a la evaluación de la confiabilidad se pueden mencionar los siguientes aspectos: · Es necesario ingresar los parámetros de confiabilidad de cada elemento. · Para ejecutar el módulo de confiabilidad, en primer lugar, se debe verificar que el flujo de potencia de las redes no presente problemas, pues en el caso de que exista algún problema con los niveles de voltaje, cargabilidad de los conductores o convergencia, el módulo no se ejecutará. Con respecto a la propuesta de un punto de conexión adicional de la generación distribuida para mejorar la confiabilidad se puede mencionar que: · Es necesaria la disponibilidad de tramos en la troncal, y en el caso de no existir, se propondrá la ubicación de seccionadores para la formación de tramos. · Se evalúa la confiabilidad de un alimentador, ubicando y probando el punto adicional de conexión de la GD en cada tramo de la troncal, a fin de encontrar un punto de conexión (adicional) que permita obtener los más bajos índices de confiabilidad. · Cabe mencionar que lo dicho en los dos literales anteriores se lo realizará en la medida que sea posible, ya que pueden existir limitaciones por el tipo de topología de la red. 4.2 CONSIDERACIONES GENERALES Las hipótesis generales del estudio, las cuales son de suma importancia para establecer “las reglas del juego”, se enlistan a continuación: 105 · El escenario de estudio es común para todos los alimentadores y se establece en “Demanda Media” por la presencia mayoritaria de generadores fotovoltaicos. · Se asume que los generadores distribuidos generan toda la capacidad para la que fueron diseñados. · El estudio se hace a nivel de troncal. El circuito va desde la barra de 69 kV de la subestación de distribución. La “Red Equivalente” representa los circuitos de sub-transmisión interna/externa y transmisión con “confiabilidad ideal de todos sus componentes “. · La estructura topológica de la troncal está dividida en tramos separados mediante seccionadores con confiabilidad ideal. · Se asume que los sistemas operan radialmente y que pueden suministrarse desde más de un punto manteniendo siempre la condición de radialidad de los tramos restablecidos. · Los tipos de falla simulados corresponden a los denominados activos, es decir, requieren la operación de algún dispositivo de protección. · El tiempo de operación de los interruptores de las subestaciones e interruptores de los generadores distribuidos es de 3 minutos. 4.3 MODELADO DE LA RED Los alimentadores modelos en este estudio, son exclusivamente aquellos que tienen acoplados en su red generadores distribuidos ya que el resto de alimentadores no tendrían variación en su confiabilidad por el hecho de no tener GD. La modelación de la red a nivel de troncal se hace posible con la siguiente información: · Diagrama unifilar de la red: troncal y ramales (base ArcGIS). · Características de la red, datos de la sección 3.5.2.3. 106 · Tipo de red: trifásica, bifásica o monofásica (base ArcGIS). · Calibre y tipo de conductores para cada tramo de la red (base ArcGIS). · Tipo de carga: trifásica y/o monofásica (Información de la base ArcGIS). · Coordenadas y capacidad instalada de la Generación Distribuida (ver Tabla 3.24) Nota: Todo ramal será considerado como una carga concentrada haciendo distinción entre cargas monofásicas y trifásicas La simbología para los alimentadores modelados (ver sección 4.3.1 y sección 4.32) en DIgSILENT PowerFactory se muestra a continuación: o Interruptor (azul) o seccionador (rojo) cerrado o Interruptor (azul) o seccionador (rojo) abierto o Red equivalente (SNI hasta barra de 69 kV de subtransmisión) o Carga (Trifásica o monofásica) o Transformador Trifásico o Generador Hidráulico o Generador Fotovoltaico o Generador Eólico o Punto de conexión a la red primaria (estructura o poste) 4.3.1 ALIMENTADORES MODELADOS DE EMELNORTE S.A En el ANEXO C se muestra el diagrama unifilar del sistema de distribución de EMELNORTE S.A. con generación no convencional, facilitado por la Dirección de Planificación de la empresa. 107 Alimentadores Alpachaca C5 y C6 Por la ubicación geográfica de los generadores Salinas y Tren Salinas (lejanos a la S/E Alpachaca) y dado que dichos generadores están conectados directamente a la subestación mediante un alimentador expreso (alternativa de alimentación solo en caso de falla de la subestación), se tuvo contratiempos al momento de seleccionar el alimentador que se debería modelar, ya que la ubicación de los generadores arroja al menos tres posibilidades las que se mencionan a continuación: o Modelar Chota C4. o Modelar los cuatro alimentadores de Alpachaca: C1, C2, C5, C6. o Modelar a detalle Alpachaca C5 y como carga concentrada a Alpachaca C6. A continuación, se muestran los criterios para la selección de la opción más adecuada. · Modelar Chota C4 Se considera esta opción debido que los generadores mencionados se encuentran cerca del alimentador Chota C4 y por esta razón teóricamente se podría establecer un circuito de derivación desde la generación hasta dicho alimentador y de esta manera los generadores servirían de fuente alternativa para transferencia de potencia a este alimentador. Por otro lado, de escoger esta opción, en primer lugar, no se tendría mayor influencia en la disminución del índice ENS de este alimentador, ya que, la demanda media de este alimentador es de 0,509 MW y en alimentadores en donde se tienen demandas relativamente bajas como es el caso de este alimentador, la influencia de un generador distribuido en el índice ENS no ofrecería el mismo beneficio que si estuviera sirviendo de alternativa de alimentación a un alimentador con mayor demanda. A demás, considerando que la inyección de potencia de los generadores es de aproximadamente 2,995 MW, esta no sería bien aprovechada (conectando a Chota C4). Considerando todos estos criterios se determina que esta opción no es la más viable. 108 · Modelar como cargas concentradas los cuatro alimentadores de la S/E Alpachaca Al considerar esta opción, se estaría atentando en contra de la capacidad nominal de los generadores en caso de que los generadores (Salinas y Tren Salinas) quisieran servir de alternativa de alimentación (a los cuatro alimentadores) frente a una salida de servicio de la subestación por una eventual contingencia, ya que la demanda media aproximada de los cuatro alimentadores es de 6,7 MW, es decir, más del doble de la nominal de los generadores. Ahora, la alternativa sería que, para que los generadores tengan alguna influencia en la disminución del índice ENS se tendría que seleccionar solo a un determinado número de alimentadores a los que se debería suministrar de energía en caso de falla de la S/E, tal que, la suma de la demanda sea menor a los 2,995 MW. Se pone en consideración las siguientes demandas medias por alimentador de la S/E Alpachaca (estas demandas se encuentran en la Tabla 3.19): o C1: 0,606 MW o C2: 3,239 MW o C5: 1,219 MW o C6: 1,635 MW Basándose en esta información se determina que la combinación más conveniente con respecto a la generación, sería alimentar solamente a C5 y C6 en caso de falla de la S/E, aprovechando que los generadores se encuentran actualmente conectados a esta subestación mediante un alimentador expreso y de esta manera contribuir a la disminución del índice ENS de ambos alimentadores, ya que la suma de las demandas de los dos alimentadores es de 2,885 MW y de esta manera se aprovecharía de mejor manera los 2,995 MW provenientes de los generadores para restauración la potencia. En definitiva, esta opción sería apropiada. 109 · Modelar a detalle Alpachaca C5 Considerando la opción anterior es claro que se podría aprovechar aún más los generadores distribuidos, esto es, estableciendo un circuito de derivación hacia el circuito C5 aprovechando que este se encuentra cercano al alimentador expreso. El circuito de derivación se diseñaría con un interruptor normalmente abierto (NA) comandado remotamente y programado sin operación de recierre frente a fallas, para evitar daños en los equipos estáticos de las centrales de generación distribuida. El tiempo de actuación frente a fallas debe ser instantáneo o menor al tiempo de fundición de los fusibles, es decir, coordinado con los seccionadores del alimentador C5 (la coordinación de protecciones no es objeto de estudio del presente proyecto). Este circuito de derivación entraría en operación cuando ocurra alguna falla dentro del alimentador C5 para contribuir a la disminución del índice ENS. -Tren Salinas 0,995 MW -Salinas 2 MW C4 Circuito de Derivación NA Punto de conección x=818964 ; y=10044053 Subtransmisión 69kV. S/E Alpachaca 69 kV/13.8 kV C5 Punto de x=812212,72 ; conección y=10045711,78 Barra 13.8 kV Simbología Interruptor cerrado C1 Interruptor abierto Carga concentrada del alimentador C2 Subestación de distribución C6 Punto de Transformación Generador Fotofoltaico Figura 4.1 Esquema de conexión S/E Alpachaca con circuito de derivación. En conclusión, considerando las dos últimas opciones, se determina que: o El circuito C6 puede quedar modelado como carga concentrada. 110 o El circuito C5 tiene que ser modelado a detalle para determinar el mejor punto de conexión de la generación distribuida en este alimentador. En la Figura 4.1 se muestra cómo quedaría la modelación. Esta figura se establece desde un punto de vista esquemático. Explicado esto, se procede en primer lugar a modelar los dos (C5 y C6) alimentadores tal y como se encuentran en la actualidad, es decir, sin circuito de derivación. A continuación, se realiza una breve descripción de ambos alimentadores. El alimentador Alpachaca C5 tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductor 3/0 AWG y 2/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. El alimentador Alpachaca C6 tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductor 4/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. Cabe recalcar que ninguno de los alimentadores mencionados tiene GD en su estructura. La S/E Alpachaca acoge a dos generadores fotovoltaicos en operación, de la empresa GRANSOLAR S.A., el uno denominado Tren Salinas de 0,995 MW y el otro denominado Salinas de 2 MW de capacidad, conectados a un nodo común de coordenadas X = 814360; Y = 10053400. La Figura 4.2 muestra el alimentador C5 modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal y el alimentador C6 modelado como carga concentrada en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de carga Ejemplo: CA5_1 significa Carga Alpachaca Alimentador 5 _ Carga 1 Nota: Para este y los restantes alimentadores la letra T al final de la nomenclatura significa que es carga trifásica. 111 · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de línea Ejemplo: LA5_1 significa: Línea Alpachaca Alimentador 5 _ Línea 1 Según los seccionamientos de troncal disponibles, el alimentador C5 tiene cuatro tramos (ver Figura 4.2): o Tramo 1: Rojo o Tramo 2: Verde o Tramo 3: Azul o Tramo 4: Negro Alimentador La Carolina C1 El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductor 2 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. · Contiene dos generadores hidráulicos en operación, el uno denominado Buenos Aires de 0,995 MW de capacidad y de coordenadas X = 798908,203; Y = 10069053,46 y el otro denominado Hidrocarolina 0,45 MVA de capacidad y de coordenadas X = 809884,3196; Y = 10080371,3041. La Figura 4.3 muestra el alimentador C1 de La Carolina, modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de carga Ejemplo: CC1_2 significa Carga Carolina Alimentador 1 _ Carga 2 · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de línea 112 Ejemplo: LC1_2 significa Línea Carolina Alimentador 1 _ Línea 2 Según los seccionamientos de troncal disponibles, este alimentador tiene tres tramos: o Tramo 1: Azul o Tramo 2: Verde o Tramo 3: Naranja Alimentador El Chota C2 El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductor 2/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. · Contiene un generador fotovoltaico en operación, denominado Paragachi de 0,998 MW de capacidad, conectado al nodo de coordenadas X = 840457,633; Y = 100046176,022. La Figura 4.4 muestra el alimentador C2 de El Chota, modelado a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. Se puede notar que no se dispone de tramos en la troncal por falta de seccionadores en la misma. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de carga Ejemplo: CH2_2 significa Carga Chota Alimentador 2 _ Carga 2 · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de línea Ejemplo: LH2_2 significa Línea Chota Alimentador 2 _ Línea 2 Alimentador La Esperanza C4 El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: 113 · Conductor 2/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. · Contiene un generador fotovoltaico en operación de la empresa ELECTRISOL S.A. denominado Electrisol de 0,995 MW de capacidad, conectado al nodo de coordenadas X = 804000; Y = 10001000 La Figura 4.5 muestra el alimentador C4 de La Esperanza modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de carga Ejemplo: CE4_1 significa Carga Esperanza Alimentador 4 _ Carga 1 · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de línea Ejemplo: LE4_1 significa Línea Esperanza Alimentador 4 _ Línea 1 Según los seccionamientos de troncal disponibles, este alimentador tiene cuatro tramos: o Tramo 1: Verde o Tramo 2: Naranja o Tramo 3: Azul o Tramo 4: Rojo Alimentador El Ángel C1 El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductores 1/0 AWG y 2 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. 114 · Contiene dos generadores eólicos que se instalarán en este alimentador, por lo tanto, este alimentador está modelado según el plan de expansión 2014 de la empresa EMELNORTE S.A. la empresa gestora se denomina NEOENERGY S.A., el nombre de los generadores es: García Moreno, y San Vicente, ambos de 0,99 MW de capacidad, conectados a un nodo común de coordenadas X = 840210; Y = 10063640. La Figura 4.6 muestra el alimentador C1 de El Ángel modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de carga Ejemplo: Ca1_1 significa Carga Ángel Alimentador 1 _ Carga 1 · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre de S/E Número de alimentador _ Número de línea Ejemplo: La1_1 significa Línea Ángel Alimentador 1 _ Línea 1 Según los seccionamientos de troncal disponibles, este alimentador tiene dos tramos: o Tramo 1: Rojo o Tramo 2: Azul CA5_6 CA5_4 CA5_2 CA6 LA5_3 LA6 LA5_2 ACSR 3/0 ACSR 3/0 LA5_81 CA5_8 CA5_7 ASCR 3/0 CA5_10 CA5_12 CA5_14 CA5_15T CA5_16T CA5_5 CA5_3 CA5_1 13.8 kV LCFA ASCR 3/0 LA5_16 LA5_15 ASCR 3/0 ASCR 3/0 CA5_9 CA5_15 CA5_11 CA5_24 CA5_21 LA5_17 CA5_18 CA5_22 LA5_14 ASCR 3/0 CA5_13 CA5_20 LA5_19 LA5_20 ASCR 3/0 LA5_18 ASCR 3/0 CA5_27 CA5_29T CA5_30 CA5_32 CA5_34 ASCR 3/0 CA5_25 CA5_23 CA5_19T CA5_17T LA5_32 ASCR 3/0 ASCR 2/0 LA5_33 LA5_34 ASCR 3/0 CA5_26 CA5_41 CA5_42 CA5_28 CA5_39 CA5_38 CA5_36 CA5_29 CA5_31 CA5_33T LA5_35 LA5_38 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_36 LA5_37 ASCR 2/0 ASCR 2/0 CA5_43 ASCR 2/0 CA5_44T CA5_48 CA5_50 CA5_46 LA5_44 CA5_40 CA5_37 CA5_35 Figura 4.2 Alimentadores C5 y C6 modelados y coloreados por tramos a nivel de troncal. ACSR 3/0 LA5_13 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_21 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_31 S/E_ALPACHACA LA5_4 ASCR 3/0 LA5_12 ASCR 3/0 LA5_22 ASCR 3/0 LA5_30 ASCR 3/0 LA5_39 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_49 LA5_50 ASCR 2/0 ASCR 2/0 CA5_51 LA5_48 ASCR 2/0 2X12.5 MVA LA5_5 LA5_6 LA5_7 LA5_47 69 kV ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_29 ASCR 3/0 LA5_40 ASCR 2/0 ASCR 2/0 TREN SALINAS SALINAS ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_23 LA5_24 LA5_25 ASCR 3/0 LA5_27 LA5_41 LA5_42 LA5_43 LA5_46 ASCR 2/0 SNI_S/E BELLAVISTA LA5_11 LA5_10 LA5_9 ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_28 ASCR 3/0 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_45 ASCR 2/0 LA5_51 CA5_45 CA5_47 CA5_49 DIgSILENT 115 CC1_6 CC1_4 CC1_2 6,5 MVA S/E CAROLINA LC1_7 CC1_7 CC1_9 CC1_11 CC1_13 CC1_15 CC1_22 CC1_20 CC1_18 ACSR 2 LC1_16 ~ G CC1_17 CC1_23 CC1_28 CC1_31 ACSR 2 LC1_24 CC1_26 CC1_21 CC1_19 CC1_16 HIDROCAROLINA CC1_24 CC1_25 CC1_27 CC1_29 CC1_36T CC1_35 CC1_33 CC1_32 CC1_37 G ~ BUENOS AIRES CC1_36 CC1_34 CC1_30 ACSR 2 LC1_32 Figura 4.3 La Carolina - Alimentador C1 modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal. ACSR 2 CC1_5 CC1_8 CC1_10 CC1_4T CC1_3 CC1_12T CC1_14 CC1_15T CC1_1 13.8 kV 69 kV SNI S/E BELLAVISTA LC_1 LC1_2 LC1_3 LC1_4 LC1_5 LC1_6 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 LC1_15 LC1_14 LC1_13 LC1_12 LC1_11 LC1_10 LC1_9 LC1_8 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 LC1_18 LC1_19 LC1_20 LC1_21 LC1_22 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 LC1_17 LC1_23 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 LC1_31 LC1_30 LC1_29 LC1_28 LC1_27 LC1_26 LC1_25 LC1_33 LC1_34 LC1_35 LC1_36 LC1_37 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 DIgSILENT 116 CH2_8T CH2_6 CH2_5 CH2_4 LH2_4 LH2_3 ACSR 2/0 LH2_2 LCH_1 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_9 CH2_10 ACSR 2/0 CH2_7 CH2_6T CH2_12 CH2_13 CH2_3 CH2_15 CH2_1 CH2_16 CH2_17 LH2_16 ACSR 2/0 69 kV CH2_18 LH2_15 ACSR 2/0 LH2_17 LH2_18 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CH2_9T CH2_28 CH2_26 CH2_24 CH2_11T CH2_27T CH2_14 CH2_22T CH2_20 LH2_19 LH2_21 LH2_20 ACSR 2/0 LH2_29 CH2_30 ACSR 2/0 CH2_27 CH2_31 CH2_23 CH2_34 CH2_35T CH2_21 LH2_36 LH2_35 LH2_38 LH2_37 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CH2_47 CH2_46T CH2_45T CH2_43T CH2_42 CH2_41 CH2_30T CH2_29CH2_48T CH2_33 CH2_35 CH2_36 ACSR 2/0 LH2_42 LH2_40 LH2_41 CH2_48 LH2_49 CH2_50 CH2_51 CH2_52 CH2_54 CH2_58 ACSR 2/0 CH2_47T CH2_44 CH2_45 CH2_43 CH2_55T CH2_40 CH2_42T CH2_56 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CH2_39 ACSR 2/0 LH2_56 ACSR 2/0 LH2_57 LH2_58 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CH2_49 CH2_50T CH2_53 CH2_55 CH2_56T CH2_57 CH2_68 CH2_66 CH2_64 CH2_62 LH2_59 PARAGACHI LH2_60 LH2_61 CH2_67 CH2_65 CH2_61 CH2_63 CH2_60 ACSR 2/0 LH2_69 ACSR 2/0 CH2_70 CH2_72 CH2_73T CH2_75 CH2_76 CH2_77 CH2_78 CH2_74T CH2_59 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_62 ACSR 2/0 LH2_39 Figura 4.4 El Chota - Alimentador C2 modelado a nivel de troncal ACSR 2/0 CH2_37 CH2_25 CH2_32 LH2_22 CH2_19 CH2_38 CH2_24T CH2_33T LH2_23 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_43 ACSR 2/0 LH2_55 ACSR 2/0 L_FVC LH2_63 ACSR 2/0 LH2_75 ACSR 2/0 LH2_44 ACSR 2/0 LH2_54 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_74 ACSR 2/0 13.8kV ACSR 2/0 LH2_14 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_24 ACSR 2/0 LH2_34 ACSR 2/0 CH2_2 LH2_5 ACSR 2/0 LH2_13 LH2_25 LH2_33 ACSR 2/0 LH2_45 ACSR 2/0 LH2_53 LH2_64 LH2_65 ACSR 2/0 LH2_73 ACSR 2/0 5 MVA LH2_6 ACSR 2/0 LH2_12 ACSR 2/0 LH2_32 ACSR 2/0 LH2_46 ACSR 2/0 LH2_52 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_72 ACSR 2/0 E/S_CHOTA LH2_7 LH2_8 ACSR 2/0 LH2_26 LH2_27 LH2_28 LH2_31 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_51 LH2_66 LH2_67 LH2_68 LH2_71 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_77 LH2_76 LH2_78 ACSR 2/0 CH2_69 CH2_71T CH2_72T CH2_73 CH2_74 CH2_82 CH2_81 CH2_80 CH2_77T CH2_79 LH2_79 ACSR 2/0 CH2_83 LH2_80 LH2_81 ACSR 2/0 ACSR 2/0 DIgSILENT 117 ACSR 2/0 SNI-S/E BELLAVISTA ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_11 LH2_10 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_30 ACSR 2/0 LH2_47 ACSR 2/0 LH2_50 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LH2_70 ACSR 2/0 LH2_82 LH2_83 ACSR 2/0 LE4_5 CE4_8 CE4_6 LE4_6 ACSR 2/0 LE4_13 ACSR 2/0 CE4_17 CE4_19_T CE4_11 CE4_9 CE4_7 CE4_21 CE4_14 LE4_7 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_19 LE4_18 LE4_20 CE4_22 CE4_15 LE4_8 CE4_5 CE4_12 CE4_10 ACSR 2/0 LE4_9 ACSR 2/0 LE4_17 ACSR 2/0 LE4_21 LE4_22 ACSR 2/0 CE4_13 CE4_32 CE4_29 CE4_14_T CE4_31 CE4_16 CE4_17_T CE4_27 CE4_25 CE4_26_T CE4_18 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CE4_20 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_24 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CE4_33_T CE4_34 CE4_36 CE4_38 LE4_33 CE4_30 CE4_28 CE4_26 CE4_25_T CE4_40 CE4_24_T CE4_42 LE4_39 LE4_38 CE4_23 CE4_32_T ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_42 LE4_41 LE4_40 ACSR 2/0 LE4_23 LE4_25 LE4_26 LE4_27 LE4_28 LE4_29 LE4_37 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 Figura 4.5 Alimentador La Esperanza C4 modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal. ELECTRICSOL CE4_2 CE4_1 13.8 kV LE4_1 LE4_2 12.5 MVA LCFE ACSR 2/0 ACSR 2/0 69 kV LE4_16 LE4_36 E/S ESPERANZA LE4_10 LE4_11 LE4_12 LE4_15 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_30 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_35 LE4_34 SNI S/E-BELLAVISTA ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 LE4_14 LE4_31 LE4_32 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 CE4_33 CE4_35 CE4_37 CE4_38_T CE4_39 CE4_41 CE4_42_T DIgSILENT 118 Ca1_2 69 kV Ca1_5 Ca1_3 Ca1_2T Ca1_1 13.8 kV 2.5 MVA La1_5 La1_6 SAN VICENTE GARCIA MORENO ACSR 1/0 La1_7 Ca1_7 Ca1_9T Ca1_10 Ca1_12 Ca1_11 ACSR 2 Ca1_14 La1_13 Ca1_8 Ca1_9 Ca1_16 Ca1_17 Figura 4.6 El Ángel - Alimentador C1 modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal. Ca1_6 Ca1_4 Ca1_1T La1_1 La1_2 La1_3 ACSR 1/0 ACSR 1/0 ACSR 1/0 ACSR 1/0 ACSR 1/0 ACSR 1/0 La1_4 S/E EL_ANGEL LCEa La1_12 La1_11 La1_9 La1_8 La1_10 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 La1_14 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 ACSR 2 La1_15 La1_16 La1_17 SNI-S/E-BELLAVISTA Ca1_15 Ca1_13 DIgSILENT 119 120 4.3.2 ALIMENTADORES MODELADOS DE CNEL EP - EL ORO Alimentador Puerto Jely El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: · Conductor 4/0, 3/0 y 1/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. · Contiene tres generadores fotovoltaicos en plan de expansión 2014 de CNEL EP EL ORO con la gestión de las empresas SOLSANTROS S.A., SANERSOL S.A. Y SARACAYSOL S.A, generadores de 0,999 MW cada uno, conectados a un nodo común de coordenadas X = 611989,71; Y = 9617956,90. La Figura 4.7 muestra el alimentador Puerto Jely modelado y coloreado por tramos en a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre del alimentador _ Número de carga Ejemplo: CPJ_1 significa Carga Puerto Jely _ Carga 1 Nota: Si se encuentra una letra T al final significa que es carga trifásica. · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre del alimentador _ Número de línea Ejemplo: LPJ_1 significa Línea Puerto Jely _ Línea 1 Según los seccionamientos de troncal disponible, este alimentador tiene dos tramos: o Tramo 1: Azul o Tramo 2: Verde Alimentador Arenillas El alimentador modelado tiene las siguientes características a nivel de troncal: 121 · Conductor 4/0 AWG. · Estructuras de tipo EST-3CP, EST-3VP, EST-3CA. · Contiene tres generadores fotovoltaicos en plan de expansión 2014 de CNEL EP EL ORO con la gestión de las empresas SOLCHACRAS S.A., SOLHUAQUI S.A. Y SOLSANTONIO S.A. de 0,999 MW cada uno, conectados a un nodo común de coordenadas X = 608202 e Y = 9609899 La Figura 4.8 muestra el alimentador Arenillas modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal en DIgSILENT PowerFactory. · La nomenclatura para las cargas es la siguiente: Carga Nombre del alimentador _ Número de carga Ejemplo: CA_1 significa Carga Arenillas _ Carga 1 Nota: Si se encuentra una letra T al final significa que es carga trifásica. · La nomenclatura para las líneas es la siguiente: Línea Nombre del alimentador _ Número de línea Ejemplo: LA_1 significa Línea Arenillas _ Línea 1 Según los seccionamientos de troncal disponibles este alimentador consta de tres tramos: o Tramo 1: Rojo o Tramo 2: Verde o Tramo 3: Azul CPJ_2 CPJ_1 13.8 kV 12.5 MVA S/E P_ JELY 69 kV LPJ_1 LPJ_2 CJ1_4 CJ1_5T CPJ_6 CPJ_7T CPJ_3 CPJ_9 CPJ_12 CPJ_11T CJ1_5 CPJ_6T CPJ_7 ACSR 4/0 LPJ_8 ACSR 4/0 ACSR 3/0 LPJ_13 CPJ_14 SOLSANTROS SARACAYSOL SANERSOL CPJ_11 CPJ_10 CPJ_8 CPJ_13 CPJ_14T CPJ_18 CPJ_15 CPJ_17 ACSR 3/0 LPJ_16 Figura 4.7 Alimentador Puerto Jely modelado y coloreado por tramos a nivel de troncal. CJ1_3T LPJ_3 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 LPJ_7 LPJ_6 LPJ_5 LPJ_4 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 SNI S/E MACHALA LCFPJ LPJ_9 LPJ_10 LPJ_11 LPJ_12 LPJ_15 LPJ_14 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 3/0 ACSR 3/0 ACSR 3/0 LPJ_17 CPJ_19 LPJ_18 LPJ_19 ACSR 3/0 ACSR 3/0 ACSR 1/0 CPJ_18T CPJ_16 DIgSILENT 122 CA_3 CA_1 12.5 MVA S/E ARENILLAS LA_1 CA_8 CA_10 CA_16 CA_12 LA_12 CA_5 CA_6 LA_18 ACSR 4/0 CA_15 CA_14 CA_13 CA_11 CA_20 Figura 4.8 Alimentador Arenillas coloreado por tramos a nivel de troncal CA_4 LA_5 CA_7 ACSR 4/0 CA_2 CA_9 69 kV CA_10T 13.8 kV LA_3 LA_4 LA_2 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 LA_10 LA_9 LA_7 LA_6 LA_8 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 LA_13 LA_14 LA_16 LA_15 ACSR 4/0 ACSR 4/0 LA_17 LA_22 LA_21 LA_20 LA_19 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 ACSR 4/0 CA_17 CA_18 CA_19 SOLSANTONIO SOLCHACRAS SOLHUAQUI LCFA SNI S/E MACHALA DIgSILENT 123 124 4.4 CONFIABILIDAD DE LA EMPRESA EMELNORTE S.A Luego de ejecutar la evaluación de confiabilidad con el programa DIgSILENT PowerFactory se presentan a continuación los resultados del análisis de cada alimentador, considerando la presencia o no de generadores distribuidos en las redes. El análisis de confiabilidad se ejecuta en base un “Análisis de Flujo de Carga” el cual se basa en correr un flujo de potencia después de cada contingencia para cerciorarse que voltajes y corrientes sigan dentro de los parámetros normales, el programa llama a este tipo de análisis como “Método: Análisis de Flujo de Carga”. El resto de tipologías o patrones que sigue el análisis se muestran en la Figura 4.9. Cabe mencionar que el análisis de los resultados se lo hará en el capítulo 5. Figura 4.9 Tipologías del análisis de confiabilidad del presente estudio. 4.4.1 SIN GENERACION DISTRIBUIDA En primer lugar, se calcularon los índices de confiabilidad asumiendo que no existe ninguna alternativa de alimentación para la red (GD). Esta es la forma como se encuentran operando actualmente los alimentadores de EMELNORTE S.A., esto es, sin considerar a los generadores distribuidos como alternativa de alimentación frente 125 a la falla de algún componente; es decir, no se pone en operación a los generadores después de una falla para evitar la formación de una “isla intencional” que podrían provocar daños a los generadores. Los resultados que se presentan a continuación están establecidos en una previa corrida de flujo (condiciones iniciales), habiendo verificado que todo marcha bien. Resultados de los alimentadores Alpachaca C5 y C6 · Alpachaca C5 Figura 4.10 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador Alpachaca C5. · Alpachaca C6 Figura 4.11 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador Alpachaca C6. 126 · Alpachaca C5 más Alpachaca C6 Figura 4.12 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador Alpachaca C5 y C6. Resultados del alimentador La Carolina C1 Figura 4.13 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador La Carolina C1. Resultados del alimentador El Chota C2 Figura 4.14 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador El Chota C2. 127 Resultados del alimentador La Esperanza C4 Figura 4.15 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador La Esperanza C4. Resultados del alimentador El Ángel C1 Figura 4.16 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador El Ángel C1. 4.4.2 CON GENERACION DISTRIBUIDA En este caso se activa la generación distribuida a fin de que cumpla con el propósito de ser una fuente alternativa para la red. Después de ejecutado el módulo de confiabilidad, se podrá apreciar de qué manera aportaron los generadores al mejoramiento de la confiabilidad. Para que los generadores entren en operación se deben seguir los pasos mencionados en la sección 3.3.7.2. Poniendo por obra los pasos anteriormente mencionados se obtuvieron los siguientes resultados para los diferentes alimentadores modelados. 128 Resultados del alimentador Alpachaca C5 · Alpachaca C5 Figura 4.17 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador Alpachaca C6. · Alpachaca C6 Figura 4.18 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador Alpachaca C6. · Alpachaca C5 y C6 Figura 4.19 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentadores Alpachaca C5 y C6. 129 Resultados del alimentador La Carolina C1 Este alimentador dispone de dos generadores ubicados en diferentes puntos (Ver Figura 4.3), por lo que se analiza la influencia de los generadores uno a la vez. Índices de Confiabilidad con Hidrocarolina Figura 4.20 Resultados del análisis de confiabilidad con Hidrocarolina Índices de Confiabilidad con Buenos Aires Figura 4.21 Resultados del análisis de confiabilidad con Buenos Aires. Índices de Confiabilidad con ambos generadores Figura 4.22 Resultados del análisis de confiabilidad con ambos generadores. 130 Resultados del alimentador El Chota C2 Figura 4.23 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador El Chota C2. Resultados del alimentador La Esperanza C4 Figura 4.24 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador La Esperanza C4. Resultados del alimentador El Ángel C1 Figura 4.25 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador El Ángel C1 131 4.4.3 APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED Criterios Generales Debido a que la topología actual de los alimentadores no permite obtener índices de confiabilidad que difieran significativamente entre “sin y con” GD, se procederá a buscar alternativas con el fin de lograr mejores resultados respecto a los obtenidos en la sección 4.4.2. Si bien no se pretende en el presente estudio establecer costos o análisis económicos, pero es menester mencionar la razón por la que se acomete obtener mejores resultados, aunque se tenga que extralimitarse al alcance de esta tesis. La GD como alternativa de alimentación sería deseable que represente un gran ahorro económico a las empresas de este estudio como para financiar de este mismo ahorro los estudios técnicos que se tendrían que efectuar para que la GD pueda operar en “isla intencional” como alternativa de alimentación y con tan solo ingresar a la GD como alternativa de carga (estudio “Con GD”) no se obtuvieron resultados satisfactorios (ver sección 5.2.3.2). Para tener una idea de los costos que conllevaría el disponer de la GD como alternativa de alimentación frente a fallas en un alimentador, se hará una breve mención de qué tipos de estudios se deberían llevar a cabo para que la GD pueda operar en “isla intencional” (son estudios complejos), sin profundizar en las metodologías o tipologías de cada estudio porque ese no es el objetivo de este proyecto, los estudios esenciales son los siguientes: o Estudio para rediseño del sistema de protecciones. o Estudio para diseño del sistema de interconexión (sincronización, medición y monitoreo) o Estudios de despacho de carga, por la necesidad de conocer la potencia activa y reactiva que se debe generar en función de la cantidad de clientes conectados en la isla intencional. La frecuencia en la isla es otro parámetro a considerar 132 pues esta depende básicamente de las características y balance entre la GD y las cargas conectadas. Pues bien, si se consideran los estudios anteriormente mencionados (eventualmente podrían ser necesarios otros estudios adicionales) y aunque determinar el costo de cada estudio está en función de las características de cada alimentador, se puede estimar entre cinco y diez mil dólares por estudio (por alimentador). Es decir, los ahorros anuales por alimentador en lo referente a energía suministrada con GD como alternativa de alimentación deberían ser comparables a quince mil dólares aproximadamente o valores tales que se pueda recuperar la inversión a corto plazo. Dicho esto, el mejoramiento de los índices de confiabilidad se realizará mediante la búsqueda de un punto de conexión para la GD adicional al punto de conexión actual y/o el cambio en la configuración de la troncal por medio de la inserción de seccionadores en la misma, todo esto en cuanto las características de la red lo permitan. Criterios Preliminares Centrando la atención en la empresa EMELNORTE S.A, para llevar a cabo el criterio de mejoramiento de los índices de confiabilidad en los alimentadores donde fuere posible, se hizo un análisis previo de los alimentadores sacando las siguientes conclusiones: o Los generadores de los alimentadores La Carolina C1 y El Ángel C1 ya están ubicados actualmente en el lugar más apropiado, considerando además que la mayor limitante es la baja demanda que estos alimentadores tienen y cualquier cambio en su topología no tendrá mayor influencia en la disminución del índice ENS, razón por la cual no se realizarán cambios en ellos. Para mayor detalle de este análisis remítase a las secciones 5.2.3.1.2 y 5.2.3.1.5 o El alimentador El Chota C2 tiene una topología inadecuada desde el punto de vista de confiabilidad de una red (ausencia de tramos), pero sí una buena ubicación del generador, por lo que, para este caso primero se establecen 133 tramos en el alimentador y en función de esto, se ubicará el mejor punto de conexión adicional para la GD en este alimentador. o El alimentador Alpachaca C5 al disponer actualmente de más de dos tramos en la troncal, solo es cuestión de buscar el tramo más apropiado para la conexión de un punto adicional para la GD. o Se tiene problemas al momento de establecer el punto adicional de conexión para la GD en el alimentador La Esperanza C4 por el difícil acceso físico y técnico hacia el último tramo que es el que mejor resultados arroja (ENS = 20,649 MWh) y establecer más tramos adicionales a los cuatro actualmente disponibles no tiene mayor relevancia según la simulación realizada en el programa, por lo cual se concluye que no se establecerá ningún cambio en la topología de este alimentador. Resultados del alimentador Alpachaca C5 El caso particular de esta S/E es que se debería aprovechar de alguna manera a los generadores que están conectados en la S/E. Debido a la ubicación geográfica del alimentador C5 con respecto al alimentador expreso C4 (generación), se podría aprovechar su cercanía, para establecer un circuito de derivación “Normalmente Abierto (NA)” que se conecte al tramo 4 del alimentador C5, para en caso de falla de alguno de sus tramos, el generador pueda contribuir al restablecimiento de potencia desde un punto diferente al de la S/E. Poniendo por obra estos criterios se obtienen los siguientes resultados. Figura 4.26 Alpachaca C5: Índices de confiabilidad con punto de penetración de GD reubicado. 134 La conexión puede llevarse a cabo estableciendo las coordenadas como se muestra en la Figura 4.27. Tómese en cuenta que el circuito de derivación es NA, pero para el ejemplo se encuentra cerrado para servir de alternativa de carga debido a un tramo averiado. Simbología Tren Salinas 1MW Salinas 2MW Flujo de potencia Flujo de potencia interrumpido Interruptor cerrado Interruptor abierto Carga concentrada del alimentador C4 Interruptor de transferencia Subestación de distribución Estructura con seccionamiento Generador Fotofoltaico Punto de conexión x=818964 y=10044053 Circuito de Derivación Subtransmisión 69kV. Cerrado Tramo Averiado C5 Punto de conexión x=812212,72 ; y=10045711,78 S/E Alpachaca 69kV/13.8kV Barra 13.8kV C6 Figura 4.27 S/E Alpachaca con circuito de derivación desde C4 hacia C5 Como se puede apreciar en la Figura 4.27, la GD podría brindar respaldo (alternativa de carga) en caso de alguna falla en la troncal del alimentador C5. Esta sería una forma de sacar provecho a la cercanía del alimentador expreso C4 con respecto al alimentador C5, en lo que tiene que ver con la generación proveniente de C4. El alimentador final tendría el circuito de derivación conectado al tramo 4 de C5 como se muestra en la Figura 4.28. Cabe recordar que según el “n” número de tramos se ejecuta n veces el análisis con el módulo de confiabilidad (un análisis y un punto de conexión adicional de la GD por cada tramo) determinando así que, los valores más bajos de los índices de confiabilidad se obtienen estableciendo el punto de conexión adicional en el tramo 4 de C5 considerando además la facilidad de acceso hacia el punto de conexión con las coordenadas que se muestran en la Figura 4.27. 135 Para mirar la ruta que tomaría el circuito de derivación puede remitirse al ANEXO G. Para establecer esta ruta se necesitaría de una línea de aproximadamente 7,5 km con calibre 2/0 que es el mismo calibre del alimentador expreso C4. Resultados del alimentador El Chota C2 Para el caso de este alimentador, el mejoramiento se lleva a cabo mediante el establecimiento de tramos por medio de la inserción de seccionadores en la troncal y manteniendo el punto de conexión actual del generador (mejores resultados de índices de confiabilidad). Recuérdese que originalmente este alimentador no dispone de tramos, pero luego de la inserción de seccionadores para establecer tramos, el alimentador quedaría como se muestra en la Figura 4.29 Se puede ver que finalmente se establecieron cinco tramos. Los seccionadores de la trocal (alimentador trifásico) tienen las siguientes coordenadas: o Seccionador 1: x= 829755 ; y= 10052004 o Seccionador 2: x= 832473 ; y= 10051493 o Seccionador 3: x= 833110 ; y= 10049786 o Seccionador 4: x= 840136 ; y = 10045240 Cada seccionador con características: 15 kV – 100 A; BIL = 95 kV. Para obtener los valores que se muestran en la Figura 4.30, se realizaron las siguientes acciones: · Formar al menos cinco tramos como se ve en la Figura 4.29, de tal manera que los últimos tramos tengan una mayor concentración de carga. · Conectar al generador fotovoltaico en el último tramo; es decir, se mantiene el punto de conexión actual. Con esto se lograría un mejor abastecimiento de energía, afectando lo menos posible a los usuarios en caso de existir fallas. CA5_6 CA5_4 CA5_2 CA6 LA5_3 ACSR 3/0 LA6 S/E_ALPACHACA LA5_4 ASCR 3/0 LA5_2 ACSR 3/0 ACSR 3/0 LA5_81 ASCR 3/0 CA5_9 CA5_24 CA5_22 LA5_17 CA5_18 CA5_21 ASCR 3/0 CA5_11 LA5_15 ASCR 3/0 CA5_13 CA5_20 ASCR 3/0 LA5_14 ASCR 3/0 CA5_15 LA5_19 LA5_20 LA5_18 ASCR 3/0 CA5_27 CA5_29T CA5_30 CA5_32 CA5_34 ASCR 3/0 CA5_25 CA5_23 CA5_19T CA5_17T CIRCUITO DE DERIVACIÓN ASCR 2/0 LA5_33 LA5_34 ASCR 3/0 LA5_32 ASCR 3/0 CA5_26 CA5_41 CA5_42 CA5_28 CA5_39 CA5_38 CA5_36 CA5_29 CA5_31 CA5_33T LA5_35 LA5_38 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_36 LA5_37 ASCR 2/0 ASCR 2/0 ASCR 2/0 CA5_44T CA5_48 CA5_50 CA5_46 LA5_44 CA5_40 CA5_37 CA5_35 CA5_43 Figura 4.28 Alpachaca C6 y Alpachaca C5 con circuito de derivación. CA5_8 CA5_7 ASCR 3/0 CA5_10 CA5_12 CA5_14 CA5_15T CA5_16T CA5_5 CA5_3 CA5_1 13.8 kV LCFA LA5_13 LA5_16 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_21 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_31 2X12.5 MVA LA5_5 LA5_6 LA5_7 LA5_12 ASCR 3/0 LA5_22 ASCR 3/0 LA5_30 ASCR 3/0 LA5_39 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_49 LA5_50 ASCR 2/0 ASCR 2/0 CA5_51 LA5_48 ASCR 2/0 69 kV ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_25 LA5_29 ASCR 3/0 LA5_42 LA5_40 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_47 TREN SALINAS SALINAS ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_23 LA5_24 ASCR 3/0 LA5_27 LA5_41 LA5_43 ASCR 2/0 SNI_S/E BELLAVISTA LA5_11 LA5_10 LA5_9 ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 ASCR 3/0 LA5_28 ASCR 3/0 ASCR 2/0 ASCR 2/0 LA5_45 LA5_46 ASCR 2/0 LA5_51 CA5_45 CA5_47 CA5_49 DIgSILENT 136 CH2_12 CH2_10 CH2_8T CH2_6 CH2_4 CH2_2 5 MVA LH2_4 LH2_3 LH2_2 LCH_1 LH2_6 LH2_7 LH2_8 CH2_13 CH2_16 CH2_18 CH2_20 CH2_22T CH2_24 CH2_14 CH2_11T CH2_9T CH2_7 CH2_27T CH2_26 CH2_6T CH2_5 CH2_3 CH2_1 13.8kV 69 kV CH2_41 CH2_39 CH2_37 CH2_35T CH2_34 CH2_33T CH2_32 CH2_30 CH2_42 CH2_40 CH2_38 CH2_36 CH2_35 CH2_47 CH2_48T CH2_50 CH2_52 CH2_54 CH2_55T CH2_42T CH2_43T CH2_44 CH2_45T CH2_46T CH2_33 CH2_31 CH2_30T CH2_29 CH2_28 CH2_43 CH2_45 CH2_47T CH2_48 CH2_49 CH2_50T CH2_51 CH2_56T CH2_58 PARAGACHI CH2_56 CH2_53 CH2_55 CH2_69 CH2_68 CH2_66 CH2_64 CH2_62 Figura 4.29 Alimentador El Chota C2 coloreado por tramos. CH2_15 CH2_17 CH2_19 CH2_21 CH2_23 CH2_24T CH2_25 CH2_27 LH2_57 LH2_59 E/S_CHOTA LH2_5 LH2_9 LH2_11 LH2_13 LH2_10 LH2_12 LH2_14 LH2_24 LH2_25 LH2_26 LH2_22 LH2_28 LH2_27 LH2_23 LH2_21 LH2_19 LH2_17 LH2_20 LH2_18 LH2_15 LH2_16 LH2_29 LH2_30 LH2_31 LH2_34 LH2_33 LH2_32 LH2_56 LH2_48 LH2_49 LH2_50 LH2_51 LH2_52 LH2_53 LH2_54 LH2_55 LH2_44 LH2_35 LH2_38 LH2_40 LH2_37 LH2_36 LH2_39 LH2_42 LH2_41 LH2_47 LH2_46 LH2_45 LH2_43 L_FVC LH2_58 LH2_61 LH2_60 LH2_62 LH2_64 LH2_66 LH2_68 LH2_70 LH2_63 LH2_65 LH2_67 LH2_69 CH2_75 CH2_77 CH2_79 CH2_81 CH2_70 CH2_72 CH2_73T CH2_74T CH2_67 CH2_65 CH2_63 CH2_61 CH2_60 CH2_59 CH2_57 CH2_83 LH2_83 LH2_81 LH2_77 LH2_78 LH2_79 LH2_71 LH2_72 LH2_73 LH2_74 LH2_75 CH2_80 CH2_82 CH2_71T CH2_72T CH2_73 CH2_74 CH2_76 CH2_77T CH2_78 LH2_82 LH2_80 LH2_76 SNI-E/S BELLAVISTA DIgSILENT 137 138 Teniendo ya establecidos los tramos, se ejecuta el módulo de análisis de confiabilidad obteniendo los siguientes resultados Figura 4.30 El Chota C2: Índices de confiabilidad con GD definiendo tramos. 4.5 CONFIABILIDAD DE LA EMPRESA CNEL EP – EL ORO Luego de ejecutar la evaluación de confiabilidad con el programa DIgSILENT PowerFactory se presentan a continuación los resultados del análisis de cada alimentador, considerando la presencia o no de generadores distribuidos en las redes. El análisis de confiabilidad se ejecuta en base un “Análisis de Flujo de Carga” el cual se basa en correr un flujo de potencia después de cada contingencia para cerciorarse que voltajes y corrientes sigan dentro de los parámetros normales, el programa llama a este tipo de análisis como “Método: Análisis de Flujo de Carga”. El resto de tipologías o patrones que sigue el análisis se muestran en la Figura 4.9 4.5.1 SIN GENERACION DISTRIBUIDA En este caso, los índices de confiabilidad son calculados asumiendo que no existe ninguna alternativa de alimentación para la red. Esta es la forma como realmente venían operando los alimentadores de CNEL EP EL ORO., ya que no disponían de generación distribuida en su sistema sino hasta después del 2014, la razón es que algunos generadores existentes salieron de operación por disposiciones internas. 139 Sin embargo, aun cuando entraren en operación, seguirían el mismo criterio de postfalla que las demás empresas; es decir, no considerar a los generadores distribuidos como alternativa de alimentación frente a la falla de algún componente para evitar daños a los generadores por “isla intencional”. Cabe recalcar que el periodo de estudio abarca registros desde el año 2010 hasta aproximadamente mediados del 2014. Los resultados que se presentan a continuación están establecidos en una previa corrida de flujo (condiciones iniciales), habiendo verificado que todo marcha bien. Resultados del alimentador Puerto Jely Figura 4.31 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador Puerto Jely. Resultados del alimentador Arenillas Figura 4.32 Resultados del análisis de confiabilidad sin GD: alimentador Arenillas. 140 4.5.2 CON GENERACION DISTRIBUIDA Resultados del alimentador Puerto Jely Figura 4.33 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador Puerto Jely. Resultados del alimentador Arenillas Figura 4.34 Resultados del análisis de confiabilidad con GD: alimentador Arenillas. 4.5.3 APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED Criterios Preliminares La razón por la que se recurrió a establecer mejoras y los criterios para llevar a cabo las mismas se mencionan en la sección 4.4.3.1 Para llevar a cabo el criterio de mejoramiento de los índices de confiabilidad en los alimentadores donde fuere posible, se hizo un análisis previo de los alimentadores sacando las siguientes conclusiones: 141 o El alimentador Puerto Jely tiene un tiempo medio de reparación igual a 0,584 horas (ver Tabla 3.26) tiempo que le toma a la empresa restablecer el suministro de energía luego de una interrupción y este valor es comparable con el tiempo de transferencia por una fuente alternativa GD de 0,5 horas, por lo cual si se compara los tiempos mencionados se concluye que, no es recomendable exponer a la GD a eventuales daños por maniobras en cortos periodos de conexión y desconexión para establecer o no la operación en “isla intencional” si esta va servir como fuente alternativa por un periodo de 0,084 horas (5,04 minutos). Dicho lo anterior no se realizará un análisis con los criterios de mejoramiento de la sección 4.4.3.1 pues por sentido común no es recomendable usar la GD como alternativa de alimentación en este alimentador. o El alimentador Arenillas presenta un caso parecido a Puerto Jely, aunque el periodo promedio que ayudaría la GD como alternativa de alimentación en este caso es de 15,96 minutos y por ser un tiempo mayor, si se procederá a aplicar las mejoras según los criterios de la sección 4.4.3.1. Resultados del alimentador Arenillas Para mejorar la confiabilidad hay que dividir lo más simétrico posible el tramo 1, en dos partes debido a que dicho tramo tiene una demanda de casi 1 MW, por lo que tener finalmente cuatro tramos será mejor desde el punto de vista de confiabilidad. Los cuatro tramos se muestran coloreados en la Figura 4.35 Con respecto a la búsqueda de un punto adicional de conexión para los generadores, según las simulaciones realizadas, se obtienen prácticamente los mismos resultados al conectar la generación distribuida en el tramo 3 o bien en el tramo 4. Es mejor entonces mantener el punto de conexión actual, el cual se encuentra en el tramo 4. En la Figura 4.35 se muestra cómo quedaría finalmente el alimentador Arenillas. Se puede ver entonces que, finalmente se establecieron cuatro tramos mediante la inserción de un seccionador en la troncal (alimentador trifásico) con las siguientes coordenadas: 142 Seccionador 1: x= 612468 ; y= 9620951, con características: 15 kV – 200 A; BIL = 95 SNI E/S MACHALA LA_13 12.5 MVA SOLSANTONIO SOLSANTROS SOLHUAQUI LA_21 LA_17 CA_18 LCFA CA_19 LA_20 CA_15 LA_18 LA_7 LA_5 CA_8 CA_4 CA_7 CA_16 LA_6 CA_5 LA_22 LA_16 CA_13 CA_14 LA_8 LA_4 LA_15 LA_10 CA_9 CA_2 CA_3 CA_10 CA_20 LA_9 CA_10T LA_3 CA_1 CA_12 13.8 kV LA_2 LA_1 CA_11 LA_14 LA_12 69 kV E/S ARE DIgSILENT kV. LA_19 CA_6 CA_17 Figura 4.35 Alimentador Arenillas con cuatro tramos. Los resultados respectivos a estos criterios son los siguientes. Figura 4.36 Arenillas: Índices de confiabilidad con GD aumentando un tramo. 143 5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS 5.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se realiza un análisis e interpretación de los resultados obtenidos en el capítulo 4. El análisis e interpretación está basado en los índices de confiabilidad SAIFI, SAIDI, CAIDI, ENS y AENS, los cuales son los más representativos y/o los que dan una mejor perspectiva de lo que sucede entorno de los clientes de las redes modeladas. Cabe mencionar que el índice de confiabilidad ENS es calculado por las empresas de distribución según conceptos de calidad de servicio en base a las regulaciones del antes llamado CONELEC hoy ARCOLEC (CONELEC Regulación No. – 004/01) y por obvias razones es el único índice que se dispone para la comparación, aunque en este estudio se obtuvo este y los restantes índices de desempeño por conceptos de confiabilidad con la ayuda del programa DIgSILENT PowerFactory. El análisis arranca con una comparación entre los índices ENS calculados en este estudio y los índices ENS calculados por la empresa y facilitados por las unidades de Calidad de Servicio correspondientes. Seguidamente se realiza un diagnóstico del sistema actual mediante el análisis e interpretación de resultados correspondiente a la evaluación de confiabilidad “Sin Generación Distribuida”. Luego, se realiza un análisis de los resultados correspondientes a la influencia que tuvo la generación distribuida en cada alimentador, es decir, se centra la atención en los índices de confiabilidad correspondientes a la evaluación “Con Generación Distribuida”. Finalmente, se realiza un análisis e interpretación de los resultados correspondientes a la propuesta de mejoramiento de la confiabilidad de los alimentadores en los cuales fue posible establecer dicho mejoramiento. 144 Para seguir la misma secuencia del capítulo anterior, la empresa EMELNORTE S.A. será la primera empresa analizada, para finalizar éste estudio con la empresa CNEL EP – El Oro. 5.2 EMPRESA ELÉCTRICA EMELNORTE S.A 5.2.1 VALORACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA TEÓRICA A continuación, se muestra una tabla tabulada con el resumen de los resultados de cada alimentador en lo que concierne al índice ENS para compararlos con los valores calculados por la empresa. Para mirar los datos del índice ENS entregados por la empresa remitirse al ANEXO D. (1(5*$12680,1,675$'$(0(/1257(6$ $OLPHQWDGRU (16 (16 (16(VWXGLR 0:K 0:K 0:K $OSDFKDFD& $OSDFKDFD& /D&DUROLQD& (O&KRWD& /D(VSHUDQ]D& (OQJHO& Tabla 5.1 Índice ENS sin GD de los alimentadores de EMELNORTE S.A. Donde: ENS 2012 y ENS 2013: son los valores calculados por la empresa de distribución. ENS Estudio: es el resultado de este estudio. A juzgar por los resultados que se muestran en la Tabla 5.1, a excepción de La Esperanza C4, los valores calculados por el programa están por encima de los valores 2013 calculados por la empresa. Esto podría deberse al hecho de que la empresa no considera en el cálculo a aquellas fallas permanentes externas (debido a fallas en transmisión) las cuales según la Regulación No.- 004/01 del CONELEC si se deben considerar y por esta razón en el presente trabajo si fueron consideradas. 145 En todos los casos los registros del 2012 son muy irregulares. A continuación, se analizará los resultados de los alimentadores más representativos (ENS mayor a 1 MWh) Alimentador Alpachaca C5 No se disponen de registros del índice ENS para el alimentador C5, pero el valor del índice ENS calculado en este estudio es aceptable si se lo relaciona con el número total fallas y su respectiva duración, más aún si se considera que el tiempo de reparación medio por cada falla es de 3,364 horas según la Tabla 3.25, el cual muestra que, a la empresa le lleva mucho tiempo (relativo al resto de alimentadores) reparar una falla en este alimentador. Alimentador Alpachaca C6 El valor del índice ENS para el alimentador C6 es muy cercano al valor calculado por la empresa, es decir no tiene mucha divergencia considerando que en este proyecto las fallas por transmisión si son tomadas en cuenta. Alimentador La Esperanza C4 El valor del índice ENS 2013 es prácticamente igual al obtenido en este estudio, esto es debido a que, según el informe de la empresa, las fallas de origen externo por transmisión no son muy recurrentes para este alimentador, y son de corta duración; esto provoca que el número de “fallas permanentes” consideradas en este estudio sean relativamente igual al número de fallas que considera la empresa para el cálculo de ENS. Cabe mencionar que aun cuando el alimentador C4 dispone de varios “tramos”, el valor del índice ENS es muy alto, pues la forma real de operación de esta red ante fallas es que; el 85% de las veces todo el alimentador se queda sin suministro frente a alguna falla (ver ANEXO F) y no restablecen la potencia en las secciones sanas sino hasta 146 reparar la falla. En otras palabras, la restauración de potencia se da de forma total y no parcial. Por lo tanto, para este alimentador se tuvo que obviar la existencia de tramos en el análisis “sin GD”, para de alguna manera reflejar su comportamiento real de operación ante fallas. Alimentador El Chota C2 Debido a la longitud de este alimentador que es relativamente grande, se pretende que el resultado de ENS del estudio refleja la realidad del alimentador, aunque esté muy por encima de los valores de la empresa. Este alimentador tiene 275 fallas con una duración total de 1141 horas en menos de dos años según la muestra tomada, los cuales son valores muy altos y que rebasan considerablemente a los valores permitidos (Regulación CONELEC No. – 004/01); por lo que, tener un índice ENS de 16 o 19 MWh es bajo relativo al número y duración de la reparación promedio. Además, si se lo compara por ejemplo con Alpachaca C5 que tiene un índice ENS de 19,38 MWh comparable con el índice ENS de 19 MWh de El Chota C2 (valor calculado por la empresa), entonces El Chota C2 debería tener número de fallas y tiempo medio de reparación relativamente parecidos a Alpachaca C5, lo que en la realidad no se cumple (ver Tabla 3.25). Se concluye entonces que, tener un índice ENS de 34,061 MWh como en el caso de este estudio, es relativamente más aceptable. Nota: Valores de número y duración de fallas o distancias de alimentadores ver sección 3.5.2 5.2.2 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL A continuación, se analiza otros índices que son de importancia y que reflejan las condiciones actuales de la empresa con respecto a sus consumidores. Los datos tabulados de la Tabla 5.2 para cada alimentador se extraen de los resultados de la evaluación de la confiabilidad “sin GD” del capítulo 4, sección 4.4.1. 147 QGLFHVGHFRQILDELOLGDGVLQ*'(0(/1257(6$ QGLFH $OSDFKDFD $OSDFKDFD /D&DUROLQD (O&KRWD /D(VSHUDQ]D (OQJHO & & & & & & 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:KD $(16N:KFD Tabla 5.2 Índices de confiabilidad sin GD – alimentadores de EMELNORTE S.A. La interpretación de los resultados es la siguiente: Alimentador Alpachaca C5 En el alimentador Alpachaca C5 se tiene: o Un cliente promedio experimenta 8,721 fallas, o sea un aproximado de 9 fallas anualmente o Un cliente promedio experimenta 15,892 horas sin suministro de energía anual. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 1,822 horas. o Anualmente no se suministra 19,38 MWh. o Anualmente no se suministra 5,98 kWh por cliente. Alimentador Alpachaca C6 En el alimentador Alpachaca C6 se tiene: o Un cliente promedio experimenta 8,246 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 7,221 horas sin suministro de energía anual. 148 o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 0,876 horas. o Anualmente no se suministra 11,806 MWh. o Anualmente no se suministra 4,537 kWh por cliente. Alimentador La Carolina C1 En el alimentador La Carolina C1 se tiene: o Un cliente promedio experimenta 2,198 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 3,882 horas sin suministro de energía anual. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 1,739 horas. o Anualmente no se suministra 473 kWh. o Anualmente no se suministra 0,410 kWh por cliente. Alimentador El Chota C2 En el alimentador El Chota C2 se tiene: o Un cliente promedio experimenta 10,329 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 43,823 horas sin suministro de energía anual. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 4,243 horas. o Anualmente no se suministra 34,061 MWh. o Anualmente no se suministra 3,944 kWh por cliente. 149 Alimentador La Esperanza C4 En el alimentador La Esperanza C4 se tiene: o Un cliente promedio experimenta 30,989 fallas o sea un aproximado de 31 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 30,738 horas sin suministro de energía anual. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 0,992 horas. o Anualmente no se suministra 37,908 MWh. o Anualmente no se suministra 9,165 kWh por cliente. Alimentador El Ángel C1 En el alimentador El Ángel C1 se tiene: o Un cliente promedio experimente 3,114 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 5,396 horas sin suministro de energía anualmente. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 1,733 horas. o Anualmente no se suministra 706 kWh. o Anualmente no se suministra 1,107 kWh por cliente. A continuación, se realizará una comparación de los índices de confiabilidad SAIFI, SAIDI, CAIDI, ENS, AENS entre alimentadores con la ayuda de algunas gráficas para una apreciación didáctica de los resultados. 150 · SAIFI En la Figura 5.1 se puede apreciar que, el alimentador La Esperanza C4 tiene la tasa de falla más alta, es decir que, los clientes de este alimentador son los más interrumpidos si se los compara con los clientes de los cinco alimentadores restantes. Aun cuando El Chota C2 teniendo 275 fallas debería tener mayor predominio del índice SAIFI comparado con las 120 fallas de la Esperanza C4 (ver Tabla 3.25), pero la dilucidación está en la distancia de dichos alimentadores, ya que, si bien La Esperanza C4 tiene menor número de fallas que el Chota C2, pero el primero tiene una distancia relativamente menor que el segundo de casi la quinta parte (ver Tabla 3.19). SAIFI 1/c-a 35.000 30.989 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 8.721 10.329 8.246 3.114 2.198 0.000 ALPACHACA ALPACHACA LA C5 C6 CAROLINA C1 EL CHOTA LA EL ÁNGEL C2 ESPERANZA C1 C4 Figura 5.1 Número de fallas promedio al año por cada cliente por alimentador Los dos alimentadores (C5 y C6) pertenecientes a Alpachaca tienen también un número anual de fallas por cliente relativamente alto y comparable con El Chota C2, por lo que los tres alimentadores, junto con el alimentador La Esperanza C4 deberían disminuir sus tiempos de restauración de potencia, para de alguna manera contrarrestar el impacto que tiene el número de fallas de dichos alimentadores en los valores de ENS y de esta manera poder disminuir dichos valores. La Carolina C1 y El Ángel C1 en principio se puede decir que, relativo a los otros alimentadores, las fallas al año por cliente son valores sin mayor preponderancia, considerando además que la demanda media de estos alimentadores es baja, pues 151 según los valores que se muestran en la Tabla 3.19 se puede prever que los alimentadores que tienen demandas mayores a 0,5 MW son los que podrían otorgar mejores ahorros a la empresa (mayor energía suministrada). · SAIDI Analizando la Figura 5.2 se puede apreciar que, de los seis alimentadores, El Chota C2 tiene la tasa media de horas de interrupción más alta, es decir que un cliente promedio de este alimentador tiene relativamente la mayor cantidad de horas sin suministro de energía seguido del alimentador La Esperanza C4. Ahora bien, si se analiza los resultados de los alimentadores con mayores horas de interrupción se puede ver que: El Chota C2 no vende energía cerca de dos días (44 horas aproximadamente) al año y La Esperanza C4 cerca de un día y siete horas, seguido de Alpachaca C5 con casi dieciséis horas y Alpachaca C6 con un poco más de siete horas sin servido eléctrico, todos anualmente. Estos valores sin duda causan molestias a los clientes quienes “nunca” quieren ser interrumpidos. Por otro lado, tener aproximadamente cuatro o cinco horas sin suministro eléctrico al año como es el caso de La Carolina C2 y El Ángel C1 respectivamente es un poco menos perceptible, pero no deja de ser molestoso para un cliente. SAIDI h/c-a 50.000 43.823 40.000 30.738 30.000 20.000 10.000 15.892 7.221 3.882 5.396 0.000 ALPACHACA ALPACHACA LA EL CHOTA LA EL ÁNGEL C5 C6 CAROLINA C2 ESPERANZA C1 C1 C4 SAIDI h/c-a Figura 5.2 Número de horas de interrupción promedio al año por cada cliente por alimentador 152 · CAIDI CAIDI h 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 0.500 0.000 4.243 1.822 1.739 1.733 0.876 0.992 ALPACHACA ALPACHACA LA C5 C6 CAROLINA C1 EL CHOTA LA EL ÁNGEL C2 ESPERANZA C1 C4 CAIDI h Figura 5.3 Duración de la falla promedio por alimentador En la Figura 5.3 se puede apreciar que, el alimentador El Chota C2 tiene la tasa de duración de la falla promedio más alta, ya que un corte de energía para los clientes de este alimentador dura alrededor de cuatro horas, seguido de tres alimentadores (Alpachaca C5, El Ángel C1, La Carolina C1) que tienen valores similares entre sí de casi dos horas por interrupción. Alpachaca C6 y La Esperanza C4 tienen valores de casi una hora por interrupción. Como se puede apreciar, la duración por cada interrupción teóricamente se las podría disminuir a valores cercanos al tiempo de restauración de potencia por alternativa de alimentación (aproximadamente igual al tiempo para aislar una falla); es decir, los clientes aguas abajo del tramo fallido, pueden ser restablecidos con la energía proveniente de la GD; por lo que, estos clientes no tendrían que esperar a que se repare la línea para que se les restaure la energía eléctrica, con esto el CAIDI respectivo a cada alimentador disminuiría. De manera general, al disminuir el valor de CAIDI, disminuye también SAIDI ya que están relacionados en proporción directa. 153 · ENS En la Figura 5.4 se puede apreciar que, los alimentadores La Carolina C1 y El Ángel C1 tienen una energía no suministrada casi despreciable frente a los cuatro alimentadores restantes, esto es debido a que ambos alimentadores tienen una baja demanda media (menor a 0,13 MW), esto significa que la energía que no se suministre a estos alimentadores como resultado de una interrupción de energía, no vendría a ser muy representativa al final del año si se lo compara con los otros alimentadores. Un detalle adicional que se puede notar en esta gráfica es que La Esperanza C4 y El Chota C2 tienen un valor de ENS de más de 30 MWh cada uno; estos alimentadores tienen una demanda media de aproximadamente 6 u 8 veces más grande que la del El Ángel C1 o La Carolina C1; lo que aparentemente provoca que sus valores de ENS sean de casi 42 veces más grandes, razón por la cual se puede decir que ENS no solo dependería del número de interrupciones de un alimentador o del tiempo de restauración de la energía, sino que este también está en función del valor de la demanda de un determinado alimentador. Mientras más baja sea la demanda, menor influencia habrá en la energía no suministrada o viceversa. ENS MWh 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0.000 37.908 34.061 19.380 11.806 0.473 0.706 ALPACHACA ALPACHACA LA EL CHOTA LA EL ÁNGEL C5 C6 CAROLINA C2 ESPERANZA C1 C1 C4 ENS MWh Figura 5.4 Energía No Suministrada anual por alimentador. Otra medida que es notoria con la ayuda de la Figura 5.4 es que la influencia de la GD como alternativa de alimentación o aplicar mejoras en las configuraciones de las redes 154 serían convenientes en todos los alimentadores a excepción de La Carolina C1 y El Ángel C1 que, por tener una demanda media relativamente baja, no se sacaría mayor provecho al aplicar los criterios mencionados · AENS Aunque se pensaría que este índice sigue la misma lógica del índice ENS por mirar la Figura 5.5; esto no es así, ya que AENS está en función del número de clientes pertenecientes a un alimentador y aun cuando se comparara a dos alimentadores que tengan exactamente los mismos valores de ENS, al dividirlo por el número de clientes (diferente número de clientes para cada alimentador) se obtendría diferentes valores de AENS entre sí. AENS kWh/c 9.165 10.000 8.000 5.978 6.000 4.537 3.944 4.000 2.000 1.107 0.410 0.000 ALPACHACA ALPACHACA LA EL CHOTA LA EL ÁNGEL C5 C6 CAROLINA C2 ESPERANZA C1 C1 C4 AENS kWh/c-a Figura 5.5 Energía No Suministrada anual por cada cliente por alimentador 5.2.3 VARIACIÓN DE LA CONFIABILIDAD POR PRESENCIA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA En este apartado se analizará cuál fue la influencia de disponer una alternativa de alimentación proveniente de la generación distribuida y determinar si resulta o no beneficioso a la red en general (desde el punto de vista de la confiabilidad). Se realiza el análisis alimentador por alimentador. 155 Influencia en los índices de confiabilidad Para el análisis se recurre a la Tabla 5.3, y la Tabla 5.4, las cuales contienen un resumen de los resultados con influencia de la GD y una comparación entre índices Sin GD vs. Con GD respectivamente. QGLFHVGHFRQILDELOLGDGFRQ*'(0(/1257(6$ QGLFH $OSDFKDFD $OSDFKDFD /D&DUROLQD (O&KRWD /D(VSHUDQ]D (OQJHO & & & & & & 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:KD $(16N:KFD Tabla 5.3 EMELNORTE S.A. Índices de confiabilidad con GD. 'LIHUHQFLDHQWUH6LQ*'YV&RQ*' QGLFH $OSDFKDFD $OSDFKDFD /D&DUROLQD (O&KRWD /D(VSHUDQ]D (OQJHO & & & & & & 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (60:KD $(60:KFD Tabla 5.4 Sin Generación Distribuida vs. Con Generación Distribuida. En la tabla 5.4, “ES” representa la energía suministrada y “AES” es la energía suministrada por cliente al final del año El análisis e interpretación de resultados mostrados en la Tabla 5.3 y Tabla 5.4 es el siguiente para cada alimentador: 5.2.3.1.1 Alpachaca C5 y C6 Antes del análisis cabe recalcar que para este proyecto se asume que los generadores conectados a la S/E Alpachaca sirven como alternativa de alimentación para C5 y C6 156 ante una eventual interrupción, por lo que los alimentadores restantes de esta S/E no se verán beneficiados de la reconexión de la GD. Como se puede apreciar en la Tabla 5.4, los generadores tienen una influencia no preponderante en los índices de los dos alimentadores (C5 y C6), pues el hecho de suministrar 2,401 MWh en C5 o 0,075 MWh en C6 no representa un ahorro sustancial como para poder financiar los costos de eventuales estudios que se tengan que efectuar para que los generadores puedan servir de alternativa de alimentación (criterio de la sección 4.4.3.1) y era de esperarse, debido a que los generadores están conectados directamente a la subestación; esto significa que, solamente para algún evento de falla o interrupción en la S/E, la alternativa de alimentación GD entraría en acción para suplir la demanda; no así, si las fallas se dan en la troncal de C5 o C6, en cuyo caso, las redes no disponen de una alternativa de alimentación que provea de energía desde un punto diferente al de la fuente principal, por lo que, las cargas del sistema aguas abajo de la falla no podrán ser restablecidas después de un evento de falla antes de realizarse la reparación del componente fallido. La GD ayudaría finalmente a suministrar anualmente unos 2,476 MWh más que sin GD en esta Subestación, lo cual representaría aproximadamente unos $ 231,01 correspondientes a la energía facturada (cálculo basado en el costo de la energía en Ecuador 0,0933 USD/kWh promedio y sin considerar subsidios. Fuente: www.conelec.gob.ec/images/documentos/doc_10709_Cargos%20Tarifarios.pdf). En conclusión, se puede decir que, debido a que las fallas a nivel de S/E no son muy recurrentes, los índices de confiabilidad no se ven significativamente beneficiados en estos alimentadores. Ahora bien, de aplicarse algún criterio de mejoramiento en la disposición del alimentador (aumento de tramos o establecer un punto adicional de conexión para la GD, ver sección 4.4.3.1) se lograrían mejores resultados. 157 5.2.3.1.2 La Carolina C1 Los resultados de la Tabla 5.3 para este alimentador son en base a la influencia del generador Buenos Aires, ya que con el generador Hidrocarolina se obtuvieron resultados más elevados (ver sección 4.4.2.2) por cuya razón no se lo analiza. Basados en los resultados se concluye lo siguiente: - Debido a la existencia de una fuente de alimentación alternativa en el último tramo, la confiabilidad del alimentador mejora. - El índice SAIFI no cambia debido a que las interrupciones no programadas son las mismas exista o no alternativa de alimentación. - Un cliente promedio se ve beneficiado con la disminución de las horas de interrupción anuales a un valor de 3,482 horas, esto es unos 24 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,155 horas por cada interrupción de suministro, esto es 9,3 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - La empresa eléctrica se ve beneficiada con una venta adicional de energía de 42 kWh (ENS) al año que representaría aproximadamente unos $ 3,92 dólares anuales. A continuación, se muestra una gráfica para tener una mejor apreciación de lo analizado. Como se puede apreciar en la Figura 5.6, los valores de la diferencia entre “sin GD” y “con GD” no son muy significativos, esto se debe a que el alimentador tiene una demanda de energía de 0,124 MW que es relativamente baja y por consiguiente la energía suministrada o no suministrada, no es muy representativa (energía suministrada igual a 42 kWh); es decir que el mejoramiento de la confiabilidad con GD proveniente de este alimentador sería casi despreciable con respecto a todo el sistema 158 aun cuando se establecieran mejoras en la configuración de la red (criterios de mejoramiento ver sección 4.4.3.1). La Carolina C1 5.000 3.882 3.482 4.000 3.000 2.198 2.198 Con GD 1.5841.739 2.000 0.473 0.410 0.431 0.373 1.000 Sin GD 0.000 SAIFI 1/c-a SAIDI h/c-a CAIDI h ENS MWh/a AENS kWh/c-a Figura 5.6 Carolina C1: Sin GD vs. Con GD 5.2.3.1.3 El Chota C2 La confiabilidad de este alimentador no se ve mejorada por la intervención de un generador distribuido en su red, la razón fundamental es que el alimentador no dispone de “seccionamientos de troncal” por lo que, la ausencia de tramos imposibilita tanto el aislamiento de una falla, así como, el restablecimiento de energía a tramos que no fallaron. 5.2.3.1.4 La Esperanza C4 Este alimentador experimenta un caso similar a Alpachaca, el generador está ubicado prácticamente a la altura de la subestación (ver Figura 4.5), por lo que, las interrupciones que se originen en la misma son las únicas que pueden beneficiarse por la intervención de la GD para un restablecimiento de potencia. El generador distribuido tiene una ubicación no estratégica desde el punto de vista de confiabilidad (para servir de alternativa de alimentación); pero, debido a que las fallas a nivel de S/E son recurrentes, en este caso puntual si hay beneficio de contar con este generador (Electrisol) para suplir la demanda en caso de interrupciones originadas en transmisión, subtransmisión o transformador de la S/E. 159 Considerando que el generador de este alimentador tiene una capacidad nominal de 0,995 MW, este no podría entregar su potencia al resto de alimentadores en caso de falla de la S/E, pero si suplir a su propio alimentador (0,986 MW). A continuación, se establece algunas conclusiones de los resultados obtenidos con GD: - El índice SAIDI no cambia debido a que las fallas no programadas son las mismas exista o no alternativa de alimentación. - Un cliente promedio se ve beneficiado con la disminución de las horas de interrupción anuales a un valor de 24,494 horas, esto es unas 6,244 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,202 horas por cada interrupción de suministro, esto es 12,22 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - La empresa eléctrica se ve beneficiada con una venta adicional de energía de 7,784 MWh al año. A continuación, se muestra una gráfica para tener una mejor apreciación de lo analizado. En conclusión, pensando más allá de la ubicación actual del generador (cercano a la fuente principal S/E) los resultados de disponer de la GD como alternativa de alimentación arrojan valores de energía suministraría de 7,784 MWh esto es aproximadamente $ 726,25 que finalmente es un ingreso económico que podría convenir a la empresa. Las características que hacen posible el mejoramiento de la confiabilidad de este alimentador son las siguientes: · La confiabilidad mejora debido a los valores altos de: demanda media, número de fallas y tiempo de reparación de este alimentador (ver Tabla 3.19 y 3.25) 160 · Tiene la presencia de seccionamientos de troncal, los cuales forman cinco tramos en el alimentador lo cual es un aspecto muy positivo desde el punto de vista de confiabilidad de una red. · La demanda del alimentador es de casi 1 MW que es una demanda relativamente alta, lo que permite que la restauración de potencia de la GD (tiempo menor o igual a 0,89 horas, ver Tabla 3.31) contribuya a incrementar el suministro de energía, tomando en cuenta que el tiempo medio de reparación de este alimentador es 1,344 horas. La aplicación de alguna mejora (punto de conexión adicional para la GD o aumento de tramos en la troncal) podría representar mayor energía suministrada que los 7,784 MWh obtenidos. La Esperanza C4 37.908 40.000 35.000 30.98930.989 30.000 30.738 30.124 24.494 25.000 20.000 15.000 9.165 7.283 10.000 5.000 0.79 0.992 0.000 SAIFI 1/c-a SAIDI h/c-a CAIDI h ENS MWh/a AENS kWh/c-a Figura 5.7 La Esperanza C4: Sin GD vs. Con GD. Cabe mencionar que, un punto de conexión adicional para la GD en el último tramo sería la mejor opción desde el punto de vista teórico y según la simulación que se efectuó con el programa tomando en cuenta este criterio, se obtuvo una energía suministrada de 17,259 MWh (aproximadamente $ 1610,26), pero debido a las imposibilidades técnicas y de acceso físico a dicho punto, se descarta la posibilidad de disminuir ENS en este alimentador por medio de alguna propuesta de mejoramiento. 161 5.2.3.1.5 El Ángel Este alimentador no experimenta un sustancial mejoramiento con la GD, pero hasta cierto punto la confiabilidad incrementa (ver Tabla 5.3), a continuación, se interpreta los resultados. - Debido a la presencia de una fuente de alimentación alternativa en el tramo 2, los índices de confiabilidad del alimentador mejoran. - El índice SAIDI no cambia debido a que las fallas no programadas son las mismas exista o no alternativa de alimentación. - Un cliente promedio se ve beneficiado con la disminución de las horas de interrupción anuales a un valor de 4,591 horas, esto es unas 1,715 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,551 horas por cada interrupción de suministro, esto es unos 33,06 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - La empresa eléctrica se ve beneficiada con una venta adicional de energía de 223 kWh al año que representarían aproximadamente unos $ 20,81 dólares anuales. EL ÁNGEL C1 6 5.154 5 4 3.681 3.114 3.114 3 2 1.182 1.655 0.483 0.670 1 0.757 1.050 0 SAIFI 1/C-A SAIDI H/C-A CAIDI H Con GD ENS MWH/A AENS KWH/C-A Sin GD Figura 5.8 El Ángel C1: Sin GD vs. Con GD 162 Como se puede apreciar en la Figura 5.8, la diferencia entre los valores “sin GD” y “con GD” no son muy significativos, esto se debe a que el alimentador tiene una demanda de energía de 0,122 MW que es relativamente baja y por consiguiente la energía suministrada o no suministrada no es muy representativa (energía suministrada 187 kWh); es decir que el mejoramiento de la confiabilidad con GD proveniente de este alimentador sería casi despreciable con respecto a todo el sistema aun cuando se establecieran mejoras en la configuración de la red (criterios de mejoramiento ver sección 4.4.3.1). Energía no Suministrada sistémica En esta sección se establecerá una comparación entre el total de ENS sin GD y total del ENS con GD (sumando valores de todos los alimentadores), con el fin de establecer la conveniencia o no de considerar a la GD como alternativa de alimentación para esta empresa. (167RWDO6LQ*'&RQ*' $OLPHQWDGRU (16 (16 VLQ*' FRQ*' $OSDFKDFD& $OSDFKDFD& /D&DUROLQD& /D(VSHUDQ]D& &KRWD& (OQJHO& 7RWDO Tabla 5.5 Energía No Suministrada total: Sin GD vs. Con GD. Como se puede apreciar en la Tabla 5.5, la influencia que tuvo la GD en el mejoramiento de la confiabilidad del sistema total es de alrededor de 10,403 MWh que representa aproximadamente unos $ 970,6 de ingreso anual por concepto de energía suministrada facturada como resultado de la presencia de generadores distribuidos como alternativa de alimentación para la red. 163 Sin querer socavar en análisis económicos y financieros dado que este no es el objetivo del presente proyecto, se pretende traer a consideración que el ahorro para esta empresa ($ 970,6) sería insuficiente para financiar los estudios que eventualmente se debieran realizar previo a la operación de la GD en isla intencional de cada alimentador. Pues según lo dicho en la sección 4.4.3.1, si por cada alimentador se invertiría unos $ 15000 por conceptos de estudios previos, se necesitaría ahorrar en valores comparables a $ 75000 provenientes de energía suministrada facturada para poder financiar a corto plazo dichos estudios. 5.2.4 DIAGNÓSTICO DE LA APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED La razón por la que en este proyecto se optó por buscar mejoras en las configuraciones de los alimentadores se mencionan en la sección 4.4.3.1. Puntualmente en esta sección se realiza el análisis correspondiente. Únicamente los alimentadores Alpachaca C5 y El Chota C2 fueron objeto de análisis para el mejoramiento de la confiabilidad (ver sección 4.4.3.2). Alpachaca C5 La Tabla 5.6 muestra los índices de confiabilidad del alimentador Alpachaca C5 y C6 aplicando los criterios de mejoramiento según la topología que se muestra en la Figura 4.28, el cual corresponde a un ENS denominado en este proyecto como “ENS mínimo”. $OSDFKDFD&\& QGLFH (166LQ*' (16P¯QLPR 'LIHUHQFLD 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:K $(16N:K Tabla 5.6 Índices de confiabilidad mejorados Alpachaca C5 y C6 164 Los beneficios al final de la evaluación de la confiabilidad se los menciona a continuación. - Un cliente promedio se favorecería con la disminución de las horas de interrupción anuales (SAIDI) a un valor de 9,874 horas, esto es unas 4,044 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,464 horas por cada interrupción de suministro. - La empresa eléctrica se vería beneficiada con una venta adicional de energía de 4,938 MWh al año que representaría aproximadamente unos $ 460,72 dólares anuales. Alpachaca C5 0.26 TRAMO 4 0.62 0.02 0.06 TRAMO 3 0.13 TRAMO 2 0.35 0.05 TRAMO 1 0.14 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 Figura 5.9 Demanda media según tramos, Alpachaca C5. Las características que hicieron posible el mejoramiento de la confiabilidad son las siguientes: - El alimentador C5 tiene una demanda media relativamente alta igual a 1,219 MW. - El tiempo medio de interrupción del alimentador es t = 3,364 horas (ver Tabla 3.25), el cual fue posible mejorar dado que el tiempo de restablecimiento de potencia es aproximadamente 0,812 horas. 165 - Se estableció un circuito de derivación hacia el tramo 4, para que el alimentador C5 tenga a la GD como alternativa de alimentación frente a fallas. - El tramo 4 en el que se conectó el circuito de derivación del generador tiene la mayor concentración de carga (ver Figura 5.9). El Chota C2 La Tabla 5.7 muestra los índices de confiabilidad del alimentador El Chota C2 “mejorados”, según la mejor ubicación posible. (O&KRWD& QGLFH (166LQ*' (160¯QLPR 'LIHUHQFLD 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:K $(16N:K Tabla 5.7 Índices de confiabilidad mejorados. Los beneficios al final de la evaluación de la confiabilidad son los siguientes. - Un cliente promedio se favorecería con la disminución de las horas de interrupción anuales (SAIDI) a un valor de 23,51 horas, esto es unas 20,313 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 1,967 horas por cada interrupción de suministro. - La empresa eléctrica se vería beneficiada con una venta adicional de energía de 15,764 MWh al año, que representaría aproximadamente unos $1470,78 dólares anuales. Las características que hicieron posible el mejoramiento de la confiabilidad a valores aceptables son las siguientes: 166 - El alimentador tiene una demanda media relativamente alta igual a 0,777 MW. - El tiempo medio de interrupción del alimentador es t = 4,16 horas, el cual fue posible mejorar, dado que el tiempo de restablecimiento de potencia es menor a 1,089 horas (ver Tabla 3.25) para este alimentador. - Se efectuó una inserción de seccionamientos en la troncal a fin de establecer tramos, obteniendo al final cinco de ellos. El tramo en el que se conectó el generador tiene la mayor concentración de carga y es justamente ahí donde se encuentra actualmente conectado. Resultados Finales El resumen de los resultados de ENS de cada alimentador se muestra en la Tabla 5.8. Estos resultados corresponden a los valores de ENS “con GD” para los alimentadores La Carolina C2, El Ángel C1 y La Esperanza C4 y de ENS “con mejoras y con GD” para Alpachaca C5 - C6 y El Chota C2 (QHUJ¯D6XPLQLVWUDGD6LVW«PLFD /D&DUROLQD& (OQJHO& $OSDFKDFD&\& /D(VSHUDQ]D& (O&KRWD& 7RWDO0:K Tabla 5.8 Energía Suministrada con GD en puntos de conexión adecuados. Al final del estudio de considerar los criterios de alternativa de alimentación con GD y mejoras en la configuración de los alimentadores (en los que fue posible), todo el sistema suministraría 28,751 MWh (facturables) que equivaldrían a unos $ 2682,47 al año aproximadamente. Como se mencionó inicialmente, no es el objetivo de esta tesis establecer análisis económicos y/o financieros, pero es menester hacer un breve análisis de los resultados obtenidos al final del estudio para determinar la conveniencia o no de que esta 167 empresa considere a los generadores distribuidos como una alternativa de alimentación frente a fallas. Se puede entonces concluir que aun cuando se obtuviera los $ 2682,47 provenientes de la energía suministrada (“con GD y mejoras en la topología”) no sería posible financiar los estudios previos y que se mencionan en la sección 4.4.3.1 para permitir la operación de la GD en “isla intencional”, los cuales se traducen en costos muy elevados para la empresa de más o menos $ 15000 por alimentador, sin mencionar los costos que conllevaría establecer el circuito de derivación de 7,5 km de Alpachaca C5 (para ver costo de alimentador trifásico por cada km ver ANEXO K) y la implementación de seccionadores en El Chota C2. Dicho esto, se puede ver claramente que no es conveniente desde el punto de vista económico que la GD sirva de alternativa de alimentación en esta empresa, aunque desde el punto de vista de confiabilidad quizás si lo sea. 5.3 EMPRESA ELÉCTRICA CNEL EP – EL ORO 5.3.1 VALORACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA TEÓRICA En primer lugar, se realiza una comparación entre la ENS del caso “Sin Generación Distribuida” versus los datos que fueron entregados por las empresas respectivas y que se muestran en el ANEXO E. A continuación, se muestra una tabla tabulada con el resumen de los resultados de cada alimentador en lo que concierne a ENS. &1(/(3(/252 $OLPHQWDGRU (16B (16B (16B (16B (163URPHGLR (16(VWXGLR 0:K 0:K 0:K 0:K 0:K 0:K -HO\ $UHQLOODV Tabla 5.9 ENS sin GD de los alimentadores de CNEL EP – EL ORO. Donde: 168 ENS 2010, 2011, 2012, 2013: son los valores calculados por la empresa de distribución. ENS Promedio: es el promedio de los años 2010, 2011, 2012, 2013. ENS Estudio: es el valor calculado en este estudio. Considerando a los valores de la Tabla 5.9, el análisis e interpretación de resultados es el siguiente: Alimentador Puerto Jely El alimentador Puerto Jely ha experimentado reconfiguraciones en su red en los últimos años (estas no se las menciona en este proyecto) con la intención de mejorar la calidad de servicio. De esta manera ha ido disminuyendo con el paso de los años el valor de ENS y para el año 2014 su valor es aproximadamente 4,5 veces menor que en el año 2010. Si bien el valor del índice ENS de este estudio es menor al valor promedio, este sería aceptable si se considera el cambio drástico del índice ENS de los últimos años, el valor del índice ENS de éste estudio se encontraría cercano al valor de ENS 2013, es decir, se ubica dentro del rango de los dos últimos años. Cabe mencionar que esta empresa si considera en los cálculos de ENS las interrupciones permanentes de origen externo por transmisión, esto también ayuda a que el valor calculado en este estudio sea relativamente comparable a los valores calculados por la empresa. Alimentador Arenillas Según se puede apreciar en la Tabla 5.9, el alimentador Arenillas no experimenta cambios bruscos de ENS en el periodo de estudio excepto por una variación un tanto pronunciada del año 2011, por lo demás el valor obtenido en este estudio es muy similar al valor de ENS promedio. 169 Al igual que en el caso anterior, el hecho de que esta empresa si considere en los cálculos de ENS las interrupciones permanentes de origen externo por transmisión, esto también ayuda a que el índice ENS obtenido en este estudio sea relativamente cercano a los valores calculados por la empresa. 5.3.2 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ACTUAL Se analizan a continuación otros índices que son de importancia y que reflejan las condiciones actuales de la empresa con respecto a sus consumidores. Los datos tabulados de la Tabla 5.10 para cada alimentador se extraen de los resultados de la evaluación de la confiabilidad sin GD de la sección 4.5.1. QGLFHVGHFRQILDELOLGDGVLQ*'&1(/(3(/252 QGLFH 3XHUWR-HO\ $UHQLOODV 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:KD $(16N:KFD Tabla 5.10 Índices de confiabilidad sin GD – alimentadores de CNEL EP – EL ORO. La interpretación de los resultados es la siguiente: Alimentador Puerto Jely En el alimentador Puerto Jely se tiene: o Un cliente promedio experimenta 14,6336 fallas, o sea un aproximado de 15 fallas anualmente o Un cliente promedio experimenta 8,986 horas sin suministro de energía anualmente. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 0,614 horas. o Anualmente no se suministra 20,456 MWh. 170 o Anualmente no se suministra 8,712 kWh por cliente. Alimentador Arenillas En el alimentador Arenillas se tiene: o Un cliente promedio experimenta 18,2148 fallas anualmente. o Un cliente promedio experimenta 14,175 horas sin suministro de energía anualmente. o La suspensión de suministro debido a alguna falla en el alimentador dura en promedio 0,778 horas. o Anualmente no se suministra 19,253 MWh. o Anualmente no se suministra 4,487 kWh por cliente. A continuación, se realizará también una comparación de los índices de confiabilidad SAIFI, SAIDI, CAIDI, ENS, AENS entre alimentadores con la ayuda de algunas gráficas para una apreciación didáctica de los resultados. · SAIFI Haciendo una comparación del índice de confiabilidad SAIFI entre alimentadores, se observa en la Figura 5.10 que el alimentador Arenillas es el que tiene la tasa de falla más alta, es decir que los clientes de este alimentador son los más interrumpidos si se los compara con los clientes del alimentador Puerto Jely. Los valores de SAIFI siguen la misma lógica de las frecuencias de fallas respectivas, ya que, el alimentador Arenillas tiene mayor cantidad de fallas por kilómetro que el alimentador Puerto Jely (ver Tabla 3.26). o Arenillas: ɉ ൌ ͳǡͲ͵ͷʹ ୟǤ୩୫ o Puerto Jely:ɉ ൌ ͲǡͷͲͷ ୟǤ୩୫ Para cualquier cliente de una empresa eléctrica tener más de catorce interrupciones al año como en el caso de estos dos alimentadores es bastante incómodo y en 171 términos técnicos la red no es confiable, por lo tanto, si estas interrupciones pueden ser evitadas en buena hora, de lo contrario lo que la empresa puede hacer es intentar que las interrupciones de suministro eléctrico no tengan larga duración de lo cual se beneficiaría tanto la empresa eléctrica, así como el consumidor. SAIFI 1/c-a 20 15 18.2148 14.6336 10 5 0 PUERTO JELY ARENILLAS SAIFI 1/c-a Figura 5.10 CNEL – El Oro: Número de fallas promedio al año por cada cliente por alimentador. · SAIDI Haciendo una comparación del índice de confiabilidad SAIDI entre alimentadores, se observa en la Figura 5.11 que el alimentador Arenillas es el que tiene la tasa de horas de interrupción más alta, es decir que los clientes de este alimentador tienen la mayor cantidad de horas sin suministro de energía al año relativo al alimentador Puerto Jely. SAIDI h/c-a 15 10 14.175 8.986 5 0 PUERTO JELY ARENILLAS SAIDI h/c-a Figura 5.11 CNEL – El Oro: Número de horas de interrupción promedio al año por cada cliente por alimentador. 172 Estos resultados también mantienen la lógica de los tiempos de reparación medio respectivos (ver Tabla 3.26), ya que, el alimentador Arenillas tarda más tiempo que Puerto Jely en restablecerse luego de una interrupción. En alimentadores que tienen altas demandas como es el caso de Puerto Jely y Arenillas de 2,3 MW y 1,35 MW respectivamente (ver Tabla 3.20), no suministrar energía por tiempos prolongados puede ser perjudicial y los índices ENS se elevan rápidamente con respecto a alimentadores que tienen bajas demandas. Es decir, de manera general, a la hora de pretender bajar niveles de ENS hay que centrar la atención principalmente en alimentadores con altas concentraciones de carga. · CAIDI Haciendo una comparación del índice de confiabilidad CAIDI entre alimentadores, se observa en la Figura 5.12 que el alimentador Arenillas es el que tiene la tasa de duración de la falla promedio más alta, seguido del alimentador Puerto Jely el cual tiene un valor semejante. Estos dos alimentadores presentan valores de horas de duración por interrupción promedio relativamente bajos casi cercanos al tiempo de aislamiento de una falla (0,5 horas para estos alimentadores). CAIDI h 0.8 0.6 0.778 0.614 0.4 0.2 0 PUERTO JELY ARENILLAS CAIDI h Figura 5.12 CNEL – El Oro: Duración de la falla promedio de la red 173 · ENS Aunque los índices de confiabilidad anteriormente mencionados colocarían al alimentador Arenillas como candidato a tener la mayor cantidad de ENS, se observa en la Figura 5.13 que Puerto Jely lo supera. Esto se debe a que Arenillas tiene un tramo más que Puerto Jely (tres tramos, ver Figura 4.8), esto tiene que ver mucho con la restauración de potencia post-falla, ya que, a mayor número de tramos disponibles en la troncal, mayor posibilidad de restablecimiento parcial de potencia a los usuarios se tiene. ENS MWh/a 20.5 20.456 20 19.253 19.5 19 18.5 PUERTO JELY ARENILLAS ENS MWh/a Figura 5.13 Energía No Suministrada anual por alimentador. El índice ENS al tener un valor de alrededor de 20 MWh para cada alimentador, podría representar una disminución cuantiosa de dicho índice al considerar a la GD como alternativa de alimentación si se considera además que la demanda media de estos alimentadores juntos sobrepasa los 3,5 MW. · AENS Dado que AENS se relaciona con el número de clientes que existe por cada alimentador, se observa que los clientes de Arenillas tienen casi la mitad de AENS que los clientes de Puerto Jely, aunque la ENS anual es muy similar para los dos; esto se debe a que, el número de clientes de Arenillas es casi del doble que los de Puerto Jely. 174 AENS kWh/c-a 10.000 8.712 8.000 6.000 4.487 4.000 2.000 0.000 PUERTO JELY ARENILLAS AENS kWh/c-a Figura 5.14 Energía No Suministrada anual por cada cliente por alimentador 5.3.3 VARIACIÓN DE LA CONFIABILIDAD POR PRESENCIA DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA En este apartado se analiza cual fue la influencia de disponer una alternativa de alimentación proveniente de la generación distribuida y determinar si resulta o no beneficioso para la red en general. Se realiza el análisis alimentador por alimentador Influencia en los Índices de Confiabilidad Para analizar de qué manera influyó la GD en cada red, se recurre a la Tabla 5.11, y la Tabla 5.12, las cuales contienen un resumen de los resultados con GD y una comparación entre índices Sin GD vs. Con GD respectivamente. QGLFHVGHFRQILDELOLGDGFRQ*'&1(/(3(/252 QGLFH 3XHUWR-HO\ $UHQLOODV 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:KD $(16N:KFD Tabla 5.11 CNEL EP - EL ORO. Índices de confiabilidad con GD. 175 'LIHUHQFLDHQWUH6LQ*'YV&RQ*' QGLFH 3XHUWR-HO\ $UHQLOODV 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (60:KD $(6N:KFD Tabla 5.12 Sin Generación Distribuida vs. Con Generación Distribuida. En la tabla 5.12, “ES” representa la energía suministrada y “AES” es la energía suministrada por cliente al final del año. En base a las tablas mencionadas se realiza el siguiente análisis. Las aproximaciones del índice ENS a valores económicos se los realiza en base al costo de la energía en Ecuador 0,0933 USD/kWh promedio y sin considerar subsidios. (Fuente: www.conelec.gob.ec/images/documentos/doc_10709_Cargos%20Tarifarios.pdf). 5.3.3.1.1 Alimentador Puerto Jely - Debido a la presencia de una fuente de alimentación alternativa en el tramo 2, la confiabilidad del alimentador mejora. - El índice SAIDI no cambia debido a que las interrupciones no programadas son las mismas exista o no alternativa de alimentación. - Un cliente promedio se ve beneficiado con la disminución de las horas de interrupción al año a un valor de 5,64 horas, esto es unas 3,346 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,229 horas por cada interrupción de suministro, esto es unos 13,74 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - La empresa eléctrica se ve beneficiada con una venta adicional de energía de 8,308 MWh al año que representan aproximadamente $ 775,14 dólares anuales. 176 Desde un punto de vista general, las características que hacen posible el mejoramiento de la confiabilidad del alimentador Puerto Jely son las siguientes: · Tiene la presencia de seccionamientos de troncal, los cuales forman 2 tramos en el alimentador (ver Figura 4.7). · La demanda de este alimentador es de 2.3 MW (ver Tabla 3,20), lo cual permite que la restauración de potencia de la GD contribuya a subir los niveles de suministro de energía hasta un valor de 8,308 MWh aun cuando la diferencia entre el tiempo medio de reparación (0,589 horas, ver Tabla 3,26) y el tiempo de restauración de potencia desde la GD (0,5 horas) sea de tan solo 0,089 horas (5,04 minutos), este es el tiempo en que la GD contribuye a la disminución del índice ENS. · El punto de conexión de la generación distribuida (tramo 2) es técnicamente adecuado desde el punto de vista de confiabilidad. A continuación, se muestra la Figura 5.15 con los índices de confiabilidad del alimentador Puerto Jely para tener una mejor apreciación de los resultados. PUERTO JELY 25 20.456 20 15 14.6336 14.6336 12.148 8.986 10 5.64 8.712 5.174 0.614 5 0.385 0 SAIFI 1/C-A SAIDI H/C-A CAIDI H Con GD ENS MWH/A AENS KWH/CA Sin GD Figura 5.15 Puerto Jely: Sin GD vs. Con GD Aun cuando el tiempo de suministro por alternativa de potencia es relativamente pequeño (5,04 minutos), la influencia de la frecuencia de las interrupciones y sobre 177 todo la demanda de este alimentador son los que permiten obtener los 8,308 MWh suministrados anualmente. Ahora bien, si se considera lo complejo que resulta poner en operación a la GD en “isla intencional” para alternativa de alimentación; esto “tan solo” por suministrar energía durante 5,04 minutos y luego de este tiempo se tenga que desconectar a la GD nuevamente para que entre la S/E como fuente principal (0,584 horas por reparación) y finalmente reconectar a la GD para volver al modo normal de operación de la red; técnicamente se recomienda exponer a la GD a eventuales daños por maniobras para operar o no en “isla intencional” con el fin de suministrar durante un periodo tan corto como lo es los 5,04 minutos. Por lo tanto, no se recomienda que la GD sirva de alternativa de alimentación en este alimentador. 5.3.3.1.2 Alimentador Arenillas - Debido a la presencia de una fuente de alimentación alternativa en el tramo 3, la confiabilidad del alimentador mejora. - El índice SAIDI no cambia debido a que las fallas no programadas son las mismas exista o no alternativa de alimentación. - Un cliente promedio se ve beneficiado con la disminución de las horas de interrupción al año a un valor de 6,967 horas, esto es unas 7,208 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,396 horas por cada interrupción de suministro, esto es unos 23,76 minutos menos que sin alternativa de alimentación. - La empresa eléctrica se ve beneficiada con una venta adicional de energía de 9,923 MWh al año que representan aproximadamente $ 925,82 dólares anuales. 178 Las características que hacen posible el mejoramiento de la confiabilidad del alimentador Arenillas son las siguientes: · Tiene una topología apropiada en lo que se refiere a la presencia de seccionamientos de troncal, los cuales forman tres tramos en el alimentador. · La demanda media del alimentador es de 1,35 MW la cual contribuye a elevar los niveles de energía suministrada por alternativa de alimentación hasta un valor de 9,923 MWh aun cuando la diferencia entre el tiempo medio de reparación (0,766 horas, ver Tabla 3,26) y el tiempo de restauración de potencia desde la GD (0,5 horas) sea de tan solo 0,266 horas (15,96 minutos), este es el tiempo en que la GD contribuye a la disminución del índice ENS. · El punto de conexión de la generación distribuida (tramo 3) desde el punto de vista de confiabilidad es adecuado para para suministrar energía a los clientes aguas abajo luego de una determinada falla. · El número de fallas y tiempo de reparación es relativamente alto respecto a la longitud del alimentador (ver Tabla 3.20 y Tabla 3.26), por lo cual la aplicación de alguna mejora sería perceptible en el índice ENS. A continuación, se muestra la Figura 5.16 con los índices de confiabilidad del alimentador Arenillas para tener una mejor apreciación de los resultados. ARENILLAS 25 20 18.2148 18.2148 19.253 14.175 15 10 9.33 6.967 5 0.382 0.778 2.174 4.487 0 SAIFI 1/C-A SAIDI H/C-A CAIDI H Con GD ENS MWH/A AENS KWH/C-A Sin GD Figura 5.16 Arenillas: Sin GD vs. Con GD 179 Aun cuando el tiempo de suministro por alternativa de potencia es relativamente pequeño (15,96 minutos), la influencia de la frecuencia de las interrupciones y la demanda de este alimentador son los que permiten obtener los 9,923 MWh suministrados anualmente. Este alimentador experimenta un caso parecido a Puerto Jely, si se considera lo complejo que resulta poner en operación a la GD en “isla intencional” para alternativa de alimentación por los estudios previos que se tengan que realizar y por maniobras de conexión y desconexión reiteradas para operar o no en isla. Técnicamente no es recomendable exponer a la GD a eventuales daños por maniobras si el tiempo de suministro por restablecimiento de potencia es un periodo pequeño, es decir que los 15,96 minutos de este caso podrían ser un limitante a no ser que estableciendo mejores en el alimentador (criterios de mejoras ver sección 4.4.3.1) se obtenga una disminución del índice ENS tal que financie la inversión para que la GD pueda operar en “isla intencional”. Energía no Suministrada sistémica En este apartado se establece una comparación entre el total de ENS sin GD y total del ENS con GD; de todos los alimentadores analizados, con el fin de establecer la conveniencia o no de considerar a la GD como alternativa de alimentación para esta empresa. Por deducción se establece que la energía suministrada total sería de 18,231 MWh basados en la Tabla 5.13 (167RWDO6LQ*'YV&RQ*' $OLPHQWDGRU (16 (16 VLQ*' FRQ*' -HO\ $UHQLOODV 7RWDO Tabla 5.13 Energía No Suministrada total: Sin GD – Con GD 180 Como se puede apreciar en la Figura 5.17, la influencia que tuvo la GD en el mejoramiento de la confiabilidad del sistema total se traduce en una disminución del índice ENS a 21,478 MWh. Los resultados en cuanto a ENS pudieron haber disminuido aún más debido a la concentración de carga de estos alimentadores los cuales tienen una demandan media total de 3,66 MWh (ver Tabla 3.20), pero los tiempos medios de reparación según los datos entregados por la empresa (ver Tabla 3.26) son cercanos a 0,5 horas (lo mínimo que se podría tardar en restablecer la energía con GD), es decir estos tiempos son “casi inmejorables”. Si se quisiera estimar económicamente el beneficio de la GD en el sistema total, se multiplica la energía suministrada total (18,231 MWh) por 0,0933 que es el valor del kWh en Ecuador, esto equivaldría aproximadamente a unos $ 1700,95 dólares anuales. ENS Total: Sin GD - Con GD 40 39.709 30 21.478 20 10 0 ENS_TOTAL SIN GD ENS TOTAL CON GD ENS Total: Sin GD - Con GD Figura 5.17 Energía No Suministrada total: Sin GD – Con GD. Al igual que en el caso de EMELNORTE S.A, no se pretende socavar en análisis económicos y financieros dado que este no es el objetivo del presente proyecto, pero es necesario traer a consideración que el ahorro para esta empresa ($ 1700,95) sería insuficiente para financiar los estudios que eventualmente se debieran realizar previo a la operación de la GD en isla intencional de cada alimentador. 181 Pues según lo dicho en la sección 4.4.3.1, si por cada alimentador se invirtiera unos $ 15000 por conceptos de estudios previos, se requeriría de ingresos en valores comparables a $ 30000 provenientes de energía suministrada facturada para poder financiar a corto plazo dichos estudios. 5.3.4 DIAGNÓSTICO DE LA APLICACIÓN DE MEJORAS EN LA TOPOLOGÍA DE LA RED. La razón por la que en este proyecto se optó por buscar mejoras en las configuraciones de los alimentadores se mencionan en la sección 4.4.3.1. Puntualmente en esta sección se realiza el análisis correspondiente. Únicamente el alimentador Arenillas fue objeto de análisis para el mejoramiento de la confiabilidad (ver sección 4.5.3.1). Alimentador Arenillas En esta sección se analizará los resultados obtenidos en la sección 4.5.3.2. El alimentador “Arenillas” si fue objeto de análisis para el mejoramiento de la confiabilidad por medio de la inserción de un seccionador en la troncal para dividir el tramo 1 en dos tramos por la alta concentración de carga que presenta este tramo. $UHQLOODV QGLFH (166LQ*' (16P¯QLPR 'LIHUHQFLD 6$,),FD 6$,',KFD &$,',K (160:KD $(16N:KFD Tabla 5.14 Índices de confiabilidad mejorados. Según la simulación efectuada, el punto de conexión actual de los generadores es el que mejor resultados brinda, por lo que no fue necesario el establecimiento de un punto 182 adicional de conexión para los generadores. La Tabla 5.14 muestra los índices de confiabilidad del alimentador Arenillas mejorados. Los beneficios al final de la evaluación de la confiabilidad son los siguientes. - Un cliente promedio se favorecería con la disminución de las horas de interrupción al año a un valor de 6,727 horas, esto es unas 7,448 horas menos que sin alternativa de alimentación. - Un cliente promedio percibiría una disminución de 0,409 horas por cada interrupción de suministro, esto es unos 24,54 minutos. - La empresa eléctrica se vería beneficiada con una venta adicional de energía de 10,302 MWh al año que representan aproximadamente $ 961,18 dólares. Arenillas 0.02 0.05 TRAMO 4 0.11 TRAMO 3 0.46 0.12 TRAMO 2 0.5 0.08 TRAMO 1 0.34 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Figura 5.18 Demanda Media según tramos. Las características que hicieron posible el mejoramiento de la confiabilidad a valores son las siguientes: - El alimentador tiene una demanda relativamente alta D-media =1,35 MW. - El tiempo medio de interrupción del alimentador es de t = 0,766 h, el cual fue posible mejorar dado que el tiempo de restablecimiento de potencia es de 0,5 horas. 183 - Se efectuó una división del tramo 1 en dos partes, obteniendo al final cuatro tramos en la troncal. En la figura 5,18 se muestra cómo quedaría distribuida la demanda activa y reactiva por tramo. Resultados Finales (QHUJ¯D6XPLQLVWUDGD 3XHUWR-HO\ $UHQLOODV 7RWDO0:K Tabla 5.15 Energía Suministrada con GD y mejoras. Finalmente, considerando los mejoramientos planteados, todo el sistema entregaría un valor adicional de energía de 18,61 MWh que equivaldría a unos $ 1736,31 dólares al año aproximadamente. En conclusión, los valores obtenidos por las mejoras planteadas, no justificarían en ningún caso, los costos elevados que acarrearía el realizar estudios previos para la puesta en operación de la GD en “isla intencional” (ver sección 4.4.3.1) Como se dijo inicialmente, no es el objetivo de esta tesis establecer análisis económicos y/o financieros, pero es menester hacer un breve análisis de los resultados obtenidos al final del estudio para determinar la conveniencia o no de que esta empresa considere a los generadores distribuidos como una alternativa de alimentación frente a fallas. Se puede entonces concluir que aun cuando se obtuviera los $ 1736,31 provenientes de la energía suministrada facturada (“con GD y mejoras en la topología”) no sería posible financiar los estudios previos y que se mencionan en la sección 4.4.3.1 para permitir la operación de la GD en “isla intencional”, los cuales se traducen en costos muy elevados para la empresa de más o menos $ 15000 por alimentador, sin mencionar los costos que conllevaría insertar un seccionador en el tramo 1. 184 Dicho esto, se puede ver claramente que no es conveniente desde el punto de vista económico que la GD sirva de alternativa de alimentación en esta empresa, aunque desde el punto de vista de confiabilidad quizás si lo sea. 5.4 OPERACIÓN EN ISLA INTENCIONAL. Lo que se plantea en esta tesis es la influencia de la GD en la confiabilidad de los sistemas de distribución, tomando a los generadores distribuidos como alternativa de alimentación. Esto implicaría que los generadores operen en “isla intencional” lo que actualmente sería imposible para nuestras empresas distribuidoras por los complicaciones que esto conlleva; ahora bien, si se quisiera saber (por didáctica) cuánta potencia activa y reactiva se debería inyectar desde el (los) generador(es) distribuido(s) luego de ocurrida una falla en algún tramo del alimentador a fin de operar en “isla intencional” (ejecutando un análisis de flujos de carga) puede remitirse a los resultados se muestran en los ANEXO H y ANEXO I. 185 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUCIONES · La GD como alternativa de alimentación frente a fallas y/o el cambio de la estructura de la red mediante la inserción de dispositivos de seccionamiento contribuyen al mejoramiento de la confiabilidad de la red, eventualmente se pueden establecer también puntos de conexión adicionales mediante circuitos de derivación provenientes de un generador distribuido, siendo la mejor opción establecer el punto de conexión en el tramo del alimentador donde exista la mayor concentración de carga, de preferencia si se ubica a la cola del alimentador. Mientras más cercano está el generador a la S/E menor incidencia tendrá en el mejoramiento de la confiabilidad. · Es conveniente que los tramos del alimentador no sean muy extensos, para evitar así concentraciones de carga muy altas en cada tramo, y de esta manera si un determinado tramo es aislado por una eventual falla, los valores correspondientes de energía no suministrada sufran menor impacto. · De manera general el valor de la demanda de energía de un alimentador de distribución es tal que, aun cuando se reduzcan los niveles de ENS al máximo por conceptos de confiablidad, los ahorros no representan valores cuantiosos, peor aún si la demanda es relativamente baja como es el caso de La Carolina C1 y El Ángel C1. · Desde el punto de vista de confiabilidad, efectuar el análisis de confiabilidad con GD contribuyó a la disminución de los índices de confiabilidad en todos los alimentadores de las empresas consideradas en este estudio, pero los ingresos por concepto de la energía suministrada adicional que se obtendría por influencia de la GD no son suficientes como para financiar los estudios previos que se deben establecer para operar los generadores en “isla intencional. 186 · Según el análisis de la búsqueda de un punto adicional de conexión para la generación distribuida y/o mejoramiento de la topología de la red, los alimentadores Alpachaca C5, Chota C2 y Arenillas fueron idóneos para el análisis, pero aun así los resultados no representaron ahorros económicos suficientes como para financiar los estudios previos que se deben establecer para operar los generadores en “isla intencional”, o los cambios en la topología de la red que se plantearon para determinados alimentadores. 6.2 RECOMENDACIONES · Es recomendable que se realice un rediseño de las troncales, en lo referente al aumento de tramos en las mismas, permitiendo un mayor número de tramos y con concentraciones de carga equilibradas, para de esta manera mejorar la confiabilidad de las redes facilitando el restablecimiento de potencia proveniente de alguna alternativa de alimentación a los tramos que no fallaron. · Hoy por hoy por limitaciones técnico – económicas no se recomienda el uso de la GD como alternativa de alimentación frente a fallas en los alimentadores del presente estudio, quizás con el tiempo los avances tecnológicos y los costos los permitan. 187 7 REFERENCIAS [1] D. Trebolle, "La Generación Dsitribuida en España", Tesis Maestría, Madrid, Enero 2006. [2] W. Almeida, "Generación Distribuida y su potencial aplicacion en el Ecuador", Quito, Enero 2006. [3] Science Direct, "Renewable and Sustainable Energy Reviews", Septiembre 2012. [4] FENERCOM, "Guía Básica de la Generción Distribuida", Madrid, 2007. [5] A. Arreaza, "Estudio de Factibiidad para la Instalacion de Generación Distribuida en la Electricidad de Caracas", Tesis Ingeniería, Caracas, 2008. [6] GAMESA, "Global Technology Everlasting Energy", España, 2012. [7] MILIARIUM, "Biomasa", España, 2009. [8] IN-TECH, Distributed Generation, India, Febrero 2010. [9] M. García, "Evaluación del Impacto de la Generación Distribuida en la Operción y Planificación de la redes de Distribución Eléctrica", Tesis Ingeniería, Madrid, Junio 2006. [10] W. Barcenes y E. Toapanta, "Conceptos Básicos de la Teoría de la Confiabilidad", Tesis Ingeniería, Quito, Enero 2001. [11] J. Diaz, "Estudio Conceptual", Tesis Ingeniería, Santiago de Chile, 2000. 188 [12] R. Torres, "Análisis y Mejoramiento de la Confiabilidad de un Sistema Eléctrico de Distribución", Tesis Ingeniería, Quito, Enero 2003. [13] D. Zhun, "Power System Reliability Analysis with Distribute Generators" Tesis Ingeniería, USA, Mayo 2013. [14] CONELEC, «Calidad del Servicio Técnico.,» de Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución, Ecuador, Regulación No. - 004/01, Mayo 2001, pp. 10-12. [15] A. G. Arriagada, "Evaluación de Confiabilidad en Sistemas Eléctricos de Distribución", Tesis Magister, Santiago de Chile , 1994. [16] R. Billinton y R. N. Allan, «Distribution systems - basic techniques and radial networks,» de Reliability Evaluation of Power Systems, New York, Plenum Press, 1996, pp. 223-228. [17] L. Pineros y D. Castaño, "Estudio de Confiabilidad del Sistema de Distribución de Pereira Usando el Método de Simulación MonteCarlo", Tesis Ingeniería, Pereira, Noviembre 2003. [18] L. Garces y O. 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Ultilizando el Software DIgSILENT PowerFactory de DIgSilent", Quito, 2011, p. 62. 190 ANEXOS ANEXO A: DIAGRAMA UNIFILAR DE SUBTRANSMISION AÑO 2014 - EMELNORTE S.A G Circuito de 138 kV Circuito de 69 kV Circuito de 34.5 kV Circuito de 13.8 kV No se ha realizado tramite para conexión Transformador Trifásico Barra En Operación Revocada Interruptor Automático Cerrado Central Eólica Central Hidroeléctrica S/E ALPACHACA G C. Ambi 5 [MW] C. Ambi 5 [MW] Paragachi 0,99 [MW] Pimán Chiquito Piman Chiquito Ambuqui Pimán Chiquito Sagrario 0,99 [MW] c/u Fugua 30 [MW] G G C. San Miguel S/E TULCÁN TRANSELECTRIC S/E TULCÁN S/E SAN GABRIEL S/E EL ANGEL García Moreno San Vicente 0,99 [MW] c/u S/E LA ESPERANZA G Hidrocarolina 0,45 [MW] Buenos Aires 0,995 [MW] Tumbatú Tumbatú Bolivar Tumbatú Pusir 0,995 [MW] c/u S/E EL CHOTA Edelmira Lorena Pingunchuela 0,995 [MW] c/u Rancho Solar 16 [MW] Grand Solar 2 [MW] Trem Salinas 1 [MW] S/E BELLAVISTA TRANSELECTRIC S/E EL AMBI S/E ATUNTAQUI De Quito 2 S/E Pomasqui De Quito 1 S/E Pomasqui S/E SAN VICENTE Rancho Solar 16 [MW] Central Fotovoltaica SIMBOLOGÍA S/E ECUAJUGOS Miller 1.5 [MW] Miller 2 [MW] G S/E ATUNTAQUI Enercay 10 [MW] S/E CAYAMBE Condor Solar 30 [MW] Solar Conection 20 [MW] S/E LA ESPERANZA Electrisol 0.98 [MW] ANEXO C: SISTEMA ELÉCTRICO CON GENERACIÓN NO CONVENCIONAL – EMELNORTE 0101 (La Esperanza Alimentador 1) 0102 (La Esperanza Alimentador 2) 0103 (La Esperanza Alimentador 3) 0104 (La Esperanza Alimentador 4) 0201 (Cayambe Alimentador 1) 0202 (Cayambe Alimentador 2) 0203 (Cayambe Alimentador 3) 0204 (Cayambe Alimentador 4) 0205 (Cayambe Alimentador 5) 0301 (Otavalo Alimentador 1) 0302 (Otavalo Alimentador 2) 0303 (Otavalo Alimentador 3) 0304 (Otavalo Alimentador 4) 0305 (Otavalo Alimentador 5) 0401 (San Vicente Alimentador 1) 0402 (San Vicente Alimentador 2) 0403 (San Vicente Alimentador 3) 0404 (San Vicente Alimentador 4) 0501 (Cotacachi Alimentador 1) 0502 (Cotacachi Alimentador 2) 0503 (Cotacachi Alimentador 3) 0504 (Cotacachi Alimentador 4) 0601 (Atuntaqui Alimentador 1) 0602 (Atuntaqui Alimentador 2) 0603 (Atuntaqui Alimentador 3) 0701 (El Retorno Alimentador 1) 0702 (El Retorno Alimentador 2) 0704 (El Retorno Alimentador 4) ALIMENTADOR 2012 ETF [kWh] ENS [kWh] 15614284,71 51282,62 4320377,714 10250,2895 14011278,71 56350,6714 7451945,714 51593,2636 11502331,71 5728,40374 25316036,71 17351,9444 10591792,71 4289,95957 6458886,714 11370635,71 17937,1823 6486732,714 9325,47938 14203437,71 41977,6135 9426876,714 10361,5906 8012228,714 12119,1934 19641320,71 42214,6512 8375649,429 144,334988 1226258,714 2412,82929 1501021,429 1239824,714 721,515203 3103640,714 5718478,714 304,947178 8059325,714 56564,5096 2470766,714 1063,15222 12570722,43 8204,30124 8125249,714 3100947,714 8009359,714 8318,38738 7305062,714 379,940299 12649803,71 6343,6744 2013 ETF [kWh] ENS [kWh] 14716619,82 26047,49144 3985612,817 4961,289216 13990709,82 25377,57473 6783780,817 37124,31763 10556920,82 22383,38509 24225956,82 34160,58923 10052739,82 29379,02195 6217492,817 8022,93966 11001858,82 17936,17233 7853883,817 7027,830276 13301906,82 6165,007698 6334033,817 543,9342919 6938684,817 10146,63841 24670118,82 10293,15866 5405341,817 9166,861862 2665509,817 4776,680669 1623937,817 191,697577 1766903,817 4123,081701 2427130,817 380,5606479 3808295,817 130,4099838 10074345,82 17692,99269 1665665,817 567,4205526 9905409,817 16678,3075 9959542,817 7128,497655 1502564,817 1920,418632 11314779,82 18225,8218 7038688,817 5545,179912 14744249,82 9545,237324 ENERGIA NO SUMINISTRADA Y ENERGÍA TOTAL FACTURADA - EMELNORTE S.A. EMPRESA EMELNORTE S.A ANEXO D: VALORES DE ETF Y ENS - INFORMACIÓN ENTREGADA POR LA 0705 (El Retorno Alimentador 5) 0801 (San Agustín Alimentador 1) 0802 (San Agustín Alimentador 2) 0803 (San Agustín Alimentador 3) 0804 (San Agustín Alimentador 4) 0805 (San Agustín Alimentador 5) 0901 (Alpachaca Alimentador 1) 0905 (Alpachaca Alimentador 5) 0906 (Alpachaca Alimentador 6) 1001 (Diésel Alimentador 1) 1002 (Diésel Alimentador 2) 1004 (Diésel Alimentador 4) 1101 (Chota Alimentador 1) 1102 (Chota Alimentador 2) 1103 (Chota Alimentador 3) 1301 (El Ángel Alimentador 1) 1302 (El Ángel Alimentador 2) 1303 (El Ángel Alimentador 3) 1401 (San Gabriel Alimentador 1) 1402 (San Gabriel Alimentador 2) 1403 (San Gabriel Alimentador 3) 1405 (San Gabriel Alimentador 5) 1501 (Tulcán Alimentador 1) 1502 (Tulcán Alimentador 2) 1503 (Tulcán Alimentador 3) 1504 (Tulcán Alimentador 4) 1201 (La Carolina Alimentador 1) 1203 (La Carolina Alimentador 3) 1204 (La Carolina Alimentador 4) 1902 (Ajaví Alimentador 2) 1904 (Ajaví Alimentador 4) 1905 (Ajaví Alimentador 5) 0902 (Alpachaca Alimentador 2) 1901 (Ajaví Alimentador 1) 1903 (Ajaví Alimentador 3) Total red 435428572 2534781,3 2024201,41 14734428,43 5302514,714 15025581,43 9203633,714 8103492,714 6941987,714 6798626,714 4276495,714 6971759,714 3977994,714 4772558,714 9418274,714 6049066,714 6110574,714 4027642,714 2567962,714 5055211,714 5042242,714 7488109,714 5111519,714 9319991,714 6864328,714 10948051 6505288,571 6616319,714 5771650,714 7920,989142 9975,528043 1897,494582 13477,2379 10217,55771 10608,53526 9199,289173 381,9079385 13100,5335 3911667,817 2197,069633 19058,6119 8469326,817 16311,33691 11671,2204 4491610,817 6101,397047 1084526,817 347,6428426 3420732,817 1387,797025 3665305,817 2397,912337 8701585,817 8097,945775 2880475,817 2521,956885 8481976,817 1661,839453 4783244,817 879,1123464 14811384,82 12837,76318 518,982766 3055964,817 1861,272565 825,89109 7966557,817 6798,735209 1840,86032 10212392,82 11110,69574 527271,8167 82,61193703 7113,13917 683565,8167 876,1607598 410,904702 2700625,817 5534,952407 2893249,817 9743072,817 433,7669405 337589,8167 8250822,817 5689247,817 1717,003301 337589,8167 516804,259 429193356 596155,0545 14467818,82 3226886,817 12730489,82 9701211,817 6892770,817 9170299,817 1223781,817 1357985,817 2501,73517 8789631,817 4763,45905 2033,84126 11703,1441 4888,95762 9015,11042 11782,9147 334,498643 19151,6256 21392,9486 19652,825 14296,6975 EL GUABO CAMBIO TILLALES 84654,7763 64830,4755 26727,949 UNIORO 58848,0527 29072,6959 0 37613,0892 33387,4386 22111,0067 24965,4882 0 46952,9576 47823,8316 CETEORO 18 DE OCTUBRE UNE OLMEDO PUERTO JELY LOS PINOS BOLÍVAR (STA. ROSA) BELLAVISTA-LA AVANZADA 45619,2737 28844,9813 SANTA ROSA 76667,8454 27451,9801 25518,7683 53170,2422 32954,7203 25072,4532 44989,8814 45845,1796 53066,0444 22982,1126 26562,3887 41575,5246 EMPRORO EL CONDADO PUERTO BOLÍVAR AUTORIDAD PORTUARIA BARRIOS DEL SUR 38476,7278 32208,7674 EXPRESO 2 29831,8232 89904,346 12595,2976 37966,5429 9053,8701 SANTA ROSA EXPRESO 1 MADERO VARGAS 17086,2682 28947,6271 16899,3718 11294,2679 36012,8637 45085,8892 10880,8309 24578,5316 EL CARMEN ENS 2011 MALECÓN PASAJE BARBONES TENDALES ENS 2010 Alimentador MACHALA EL CAMBIO BARBONES LA PEAÑA Subestación 19819,5015 19534,2048 23192,3997 21869,7869 21821,5678 0 4557,1322 14202,0828 12256,0687 10902,1823 21137,3285 7772,7301 13053,9609 4200,1016 16849,4622 10064,6031 10324,674 8682,4735 9990,6969 5723,0171 28542,4258 21350,217 41869,4074 ENS 2012 ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN MWh DE CNEL EP - EL ORO CNEL EP - EL ORO. 7802,2789 10523,7177 10730,2393 7880,9628 31351,4184 3422,8158 18929,5619 35282,9119 40446,7309 51156,9522 35496,9979 15140,8698 28117,9062 14521,8523 29847,1873 29931,4535 13260,8805 24918,1862 16983,2265 10498,6525 28808,8097 14918,1194 13781,7091 ENS 2013 ANEXO E: VALORES DE ENS - INFORMACIÓN ENTREGADA POR LA EMPRESA BALAO PAGUA HUAQUILLAS EL PACHE ARENILLAS MACHALA CENTRO 45003,5761 3121,7445 13655,491 1426,7447 17792,227 7110,3195 1424,0535 45065,1626 103341,9052 CUCA-LA PITAHAYA CORDÓN FRONTERIZO EL TELÉGRAFO ARCHIPIELAGO JAMBELI ZARUMA 57174,3669 40990,9195 117414,8472 OSORIO 26017,0299 20164,5898 32172,8962 70889,4777 20058,6653 40303,7049 2265,4643 110358,926 38905,7356 40713,596 CHACRAS HUALTACO BELLA RICA PONCE ENRIQUEZ LA CADENA RÍO BONITO TENGUEL BALAO CIEN FAMILIAS 29914,6475 17933,8949 15630,8338 19907,7637 31162,6243 48936,1999 51232,639 29317,8414 0 6912,5305 20524,6309 6763,0124 16475,034 279,0431 5296,0825 10540,7159 18069,7843 13752,2353 8365,0281 13313,5789 31038,9462 35139,5904 28223,2194 20293,4228 0 27752,2853 18585,8511 6379,3354 13924,8599 5752,6825 12639,4623 400,5124 17534,5621 18116,6122 0 18616,4418 34019,1686 66139,0368 26334,7428 3476,2008 74217,9062 54450,0351 49654,5981 28387,9653 16717,0833 58108,7822 2311,5284 30256,8193 38421,915 85438,6476 4645,0625 62480,1041 124111,8294 26159,7291 52329,704 109108,5779 124549,9438 54102,8172 20941,6306 14203,6179 TENIENTE CORDOVEZ 26787,8824 31371,5116 HUAQUILLAS 91737,6276 43729,0341 24541,2578 PINDO 66605,4769 19010,8011 ATAHUALPA 0 33392,231 4030,0681 83187,1975 PIÑAS 0 45068,1715 25541,657 760,5329 18631,4094 PORTOVELO 1796,6553 988,3653 30115,1458 43344,1293 0 BOLIVAR(MACHALA) FYBECA ARENILLAS 0 0 BOYACA 21935,6346 ARIZAGA 55361,9132 63106,1052 SUCRE 1750,0781 1606099,4 2151013,839 1125316,622 1402055,987 133,7275 27395,9251 EL AGUADOR PUERTO GRANDE 29927,2429 14247,4252 12887,2611 20876,5722 10790,332 4046,6289 2698,3431 8360,7416 1317,2813 16506,2203 794,2279 11035,375 QUERA 7338,672 8002,2979 15343,0773 12087,0955 2824,2715 7875,943 14338,9575 10 DE SEPTIEMBRE 9939,7949 14144,1839 5290,5468 4845,546 2776,8963 5370,2006 9756,2078 8295,4488 CHILLA 20396,0882 19871,5569 15456,3883 28460,7682 22492,201 LOS SAUCES 34010,174 37861,0006 LA PRIMAVERA CARTONERA ANDINA 13744,5147 TORATA TILLALES 30189,9218 PIEDRAS Total Red MWh LA PRIMAVERA POROTILLO LA IBERIA 21203,3664 BALSAS 7705 7705 7705 7705 7705 7705 7705 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 F A TIERRA F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F RAMAS DE ÁRBOLES CAIDAS F A TIERRA F SIN SEÑAL DE 69KV; FALLA INTERNA F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F A TIERRA F SIN SEÑAL DE 69KV; FALLA EXTERNA F A TIERRA F A TIERRA T CAMBIO DE FUSIBLES F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE F DESCARGAS ATMOSFÉRICAS (RAYOS, TRUENOS) F OTROS EXTERNA T MANTENIMIENTO RED PROGRAMADO T MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR 10 10 75 10 7710 10 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7710 7705 7705 7705 7705 7705 7705 7705 MUESTRA DE UN AÑO MOVIL PARA LAS FALLAS DE LA ESPERANZA C4 Potencia Potencia Causa de la Falla Instalada Desconectada FALLAS. ANEXO F: POTENCIA DECONECTADA DE LA ESPARANZA C4 POR CONCEPTO DE 7725 F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE FALLAS EN QUE SE DESCONECTA PARCIALMENTE LA CARAGA FALLAS EN QUE SE DESCONECTA TODA LA CARGA FALLAS TOTALES FUERTES VIENTOS EN LA ZONA. PLÁSTICO EN LA LÍNEA SE SUBTRANSMISIÓN OTAVALO - CAYAMBE. RETIRO DE PLASTICO DE LA LINEA DE SUBTRANSMISION OTAVALO CAYAMBE. TORMENTAS ELÉCTRICAS EN LA ZONA. CAÍDA DE UN ÁRBOL DE 30 METROS EN LA LST OTAVALO - CAYAMBE. SIN SEÑAL DE 69 KV POR DISPARO DE LST 138 kV POMASQUI - IBARRA SE REVISA EL CIRCUITO Y SE ENCUENTRA RAMAS SOBRE LAS LINEAS Y SE CIERRA EL CIRCUITO NORMALMENTE ABIERTO SE CIERRA EL CIRCUITO SIN NOVEDAD SE ABRE EL CIRCUITO PARA RETIRAR RAMA DE ARBOL SECO SOBRE LA LINEA ARBOL DE PINO SOBRE LAS LINEAS SE DISPARA POR RAMAS DE ARBOLES TOPANDO LA LINEA DEL CIRCUITO SE DISPARA A CAUSA DE LLUVIAS Y VIENTOS EN LA ZONA F DESCARGAS ATMOSFÉRICAS (RAYOS, TRUENOS) T MANTENIMIENTO ANUAL PROGRAMADO DE LA S/E FUERTES VIENTOS 15 12457,5 12457,5 12457,5 100% 85% 15% 7725 F CORTOCIRCUITO/SOBRECORRIENTE 7725 25 7725 12457,5 12457,5 12457,5 46 39 7 7725 F SIN SEÑAL DE 69KV; FALLA INTERNA 7725 12457,5 12457,5 12457,5 12457,5 7725 F A TIERRA 7725 12457,5 12457,5 12457,5 12457,5 7725 F A TIERRA 7725 7715 7715 7715 7715 12432,5 12432,5 12457,5 12457,5 12457,5 7725 F A TIERRA 7725 7715 7715 7715 7715 12432,5 12432,5 12457,5 12457,5 12457,5 7725 T MANTENIMIENTO POR TRANSELÉCTRIC F SIN SEÑAL DE 69KV; FALLA INTERNA 7725 F DESCARGAS ATMOSFÉRICAS (RAYOS, TRUENOS) Alimenta dor Alpa chaca C 5 C5 hacia S/E Alpachaca Derivac ión de 7 ,5 km Punto d e - x= 81 conexión 8964 - y= 10 044053 C4 hacia S/E A lpachaca o Alpacha ca C4. Ruta de l Circuit o de Punto d e - x= 81 conexión 2213 - y= 10 045712 Generadores - Tren Salinas - Salinas Diagrama Geográfico de Alimentadores de EMELNORTE S.A ANEXO G: RUTA DEL CIRCUITO DE DERIVACIÓN ALPACHACA Alimentad or expres ANEXO H: GENERACIÓN POR ISLA INTENCIONAL EMELNORTE &DUROLQD& (YHQWRGH *HQHUDFLµQ )DOOD +LGU£XOLFD 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ (OQJHO& 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ (VSHUDQ]D& 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ 6( (O&KRWD& 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ LA CAROLINA C1 · Generación en caso de falla en Tramo 1 · Generación en caso de falla en Tramo 2 EL ANGEL C1 · Generación en caso de falla en Tramo 1 EL CHOTA C2 · Generación en caso de falla en Tramo 1 · Generación en caso de falla en Tramo 2 · Generación en caso de falla en Tramo 3 · Generación en caso de falla en Tramo 4 ANEXO I: GENERACIÓN POR ISLA INTENCIONAL CNEL EP - EL ORO 3XHUWR-HO\ (YHQWRGH *HQHUDFLµQ )DOOD +LGU£XOLFD 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ $UHQLOODV 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ Estableciendo mejoras $UHQLOODV (YHQWRGH *HQHUDFLµQ )DOOD )RWRYROWDLFD 7UDPR 3>0:@ 4>0YDU@ PUERTO JELY · Generación en caso de falla en Tramo 1 ARENILLAS CON TRES TRAMOS · Generación en caso de falla en Tramo 1 · Generación en caso de falla en Tramo 2 ARENILLAS CON CUATRO TRAMOS · Generación en caso de falla en Tramo 1 · Generación en caso de falla en Tramo 2 · Generación en caso de falla en Tramo 2 ANEXO J: APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EJEMPLO DE ESTUDIO. El ejemplo de cálculo que se presenta a continuación corresponde al ejemplo de estudio de la presente tesis en el escenario “Sin GD” 1. Cálculo de SAIFI ࡿࡵࡲࡵ ൌ ࡿࡵࡲࡵ ൌ ࡿࡵࡲࡵ ൌ σୀଵ ߣ ܰ כ σୀଵ ܰ ߣଵ ܰ כଵ ߣଶ ܰ כଶ ߣଷ ܰ כଷ ߣସ ܰ כସ ߣହ ܰ כହ ܰଵ ܰଶ ܰଷ ܰସ ܰହ ͳǡʹͷ כͶͲ ͳǡʹͷ Ͳ͵ כ ͳǡʹͷ כͲ ͳǡʹͷ כͺͲ ͳǡʹͷ ͲͲͳ כ ͶͲ ͵Ͳ Ͳ ͺͲ ͳͲͲ 2. Cálculo de SAIDI ࡿࡵࡰࡵ ൌ ࡿࡵࡰࡵ ൌ ࡿࡵࡲࡵ ൌ ͳǡʹͷሺ ݂݈݈ܽܽ ሻ ܽÓ െ ݈ܿ݅݁݊݁ݐ σୀଵ ܷ ܰ כ ࡿࡵࡰࡵ ൌ σୀଵ ܰ ܷଵ ܰ כଵ ܷଶ ܰ כଶ ܷଷ ܰ כଷ ܷସ ܰ כସ ܷହ ܰ כହ ܰଵ ܰଶ ܰଷ ܰସ ܰହ ͳǡͺͷ כͶͲ ʹǡ͵ Ͳ͵ כ ʹǡ͵ כͲ ͵ǡͲ כͺͲ ʹǡͺ ͲͲͳ כ ͶͲ ͵Ͳ Ͳ ͺͲ ͳͲͲ 3. Cálculo de CAIDI ࡿࡵࡲࡵ ൌ ʹǡͷͻሺ ࡵࡰࡵ ൌ ݄ݏܽݎ ሻ ܽÓ െ ݈ܿ݅݁݊݁ݐ ܵܫܦܫܣ ܵܫܨܫܣ ࡵࡰࡵ ൌ 4. Cálculo de ASAI ࡿࡵ ൌ ʹǡͷͻͺ ͳǡʹͷ ࡵࡰࡵ ൌ ʹǡͲͺͶ݄ݏܽݎ ்ܰ כͺͲ െ σୀଵ ܷ ܰ כ ࡿࡵ ൌ ்ܰ כͺͲ ͳͷͷ כͺͲ െ ሺͳǡͺͷ כͶͲ ʹǡ͵ Ͳ͵ כ ʹǡ͵ כͲ ͵ǡͲ כͺͲ ʹǡͺ ͲͲͳ כሻ ͳͷͷ כͺͲ 5. Cálculo ASUI ࡿࡵ ൌ Ͳǡͻͻͻ ࡿࢁࡵ ൌ ͳ െ ܫܣܵܣ ࡿࢁࡵ ൌ ͳ െ Ͳǡͻͻͻ 6. Cálculo de ENS ࡿࢁࡵ ൌ ͲǡͲͲͲ͵ ࡱࡺࡿ ൌ ܮ ܷ כ ୀଵ ࡱࡺࡿ ൌ ܮଵ ܷ כଵ ܮଶ ܷ כଶ ܮଷ ܷ כଷ ܮସ ܷ כସ ܮହ ܷ כହ ࡱࡺࡿ ൌ ͶͲ ͳ כǡͺͷ ͵Ͳ ʹ כǡ͵ Ͳ ʹ כǡ͵ ͺͲ ͵ כǡͲ ͳͲͲ ʹ כǡͺ 7. Cálculo de AENS ࡱࡺࡿ ൌ ͺͲͺǡʹͺ ࡱࡺࡿ ൌ ܹ݄݇ ܽÓ ܵܰܧ ்ܰ ࡱࡺࡿ ൌ ࡱࡺࡿ ൌ ͷǡʹͳͶ ͺͲͺǡʹͺ ͳͷͷ ܹ݄݇ ܽÓ െ ݈ܿ݅݁݊݁ݐ Para el escenario “Con GD” se realiza un proceso similar para el cálculo de cada índice. Costo estimado de la construcción de un alimentador trifásico por cada kilómetro Descripción Cantidad Valor Unitario Valor Total POSTE CIRCULAR DE HORMIGON ARMADA DE 500 kg, LONGITUD 12 m 10 261,21 2612,10 CONDUCTOR DESNUDO CABLEADO ALUMINIO ACERO ACSR 6/1, NO. 2/0 AWG 3500 1,54 5392,80 VARILLA DE ANCLAJE ACERO 5/8" (16 MM) DIAM. Y 1,80 M. LONG, COMPLETA. 20 10,02 200,46 BLOQUE DE HORMIGON PARA ANCLAJE, FORMA TRONCO CONICO DE 40 X 15 X 20 CM 1 9,65 9,65 PARARRAYOS CLASE DISTRIBUCION TIPO POLIMERICO DE OXIDO DE ZN, 18 KV, CON 1 61,47 61,47 MODULO DE DESCONEXION CONDUCTOR DESNUDO CABLEADO COBRE SUAVE NO. 2 AWG (PUESTA A TIERRA) 1 3,83 3,83 VARILLA COPPERWELD PUESTA A TIERRA DE 16 MM DIAM Y 1.80 M LONG 1 9,23 9,23 CRUCETA CENTRADA Y VOLADO PERFIL "L" DE 70 X 70 X 6 MM Y 2.40 M LONG 20 56,95 1139,00 PIE AMIGO ACERO GALV. PERFIL "L" 38 X 38 X 6 MM Y 1800 MM LONG 20 19,00 380,02 ABRAZADERA DE PLETINA ACERO GALV. 4 PERNOS, 38 X 6 MM, 160-190 MM, FIJACIÓN 20 6,70 134,00 PIE AMIGO DOBLE SECCIONADOR BARRA UNIPOLAR ABIERTO 13,2/13,8 KV, 8 KA, BIL: 95 KV, 100 A, CAMARA ROMPE ARCO 3 221,1 663,30 AISLADOR DE PORCELANA TIPO RETENIDA CLASE ANSI 54-3 23 KV 30 3,216 96,48 TOTAL 10702,34 TRIFÁSICO POR CADA KILÓMETRO. ANEXO K: COSTO ESTIMADO DE LA CONSTRUCCIÓN DE UN ALIMENTADOR
